REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE Dr YAHYA Fares DE MEDEA

POLYCOPIE DE COURS DES AÉROGÉNÉRATEURS Titre :

AÉROGÉNÉRATEURS

Auteur :

Dr. Abdelhafidh MOUALDIA

Année : 2014-2015 Approuvé par le Conseil Scientifique de la Faculté en date du :

N° d

e Série

:

Table de matière

POLYCOPIE DE COURS DES AÉROGÉNÉRATEURS

TABLE DES MATIÈRES

INTRODUCTION GENERALE ----------------------------------------------------------------------------------------------- 9 I.1. I.1. DEFINITION ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 11 I.2. IRREGULARITE SPATIALE DU VENT ---------------------------------------------------------------------------- 11 I.3. IRREGULARITE TEMPORELLE ------------------------------------------------------------------------------------- 12 I.4. CARACTERISTIQUES DU VENT ------------------------------------------------------------------------------------ 12 I.4.1. Le vent géostrophique--------------------------------------------------------------------------------------------------- 12 I.4.2. Le vent thermique ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 13 I.4.3. Le vent solaire ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 14 I.5. LES DIFFERENTS TYPES DE VENTS QUE NOUS POUVONS RENCONTRER ----------------------- 15 I.5.1. Le jet-stream ou courant jet -------------------------------------------------------------------------------------------- 16 I.5.3. Rose des vents ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 16 I.6.CARACTERISTIQUES DE DISTRIBUTION ET REPARTITION DE LA VITESSE DU VENT ------- 17 I.6.1. Distribution de Weibull ------------------------------------------------------------------------------------------------- 17 I.6.2. Energie du vent récupérable ------------------------------------------------------------------------------------------- 18 I.6.3. Historique de l’énergie du vent --------------------------------------------------------------------------------------- 18 I.6.4. L’éolienne dans le monde ---------------------------------------------------------------------------------------------- 19 I.7. MESURES DE LA VITESSE DU VENT ----------------------------------------------------------------------------- 20 I.7.1. Girouettes ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 20 I.7.2. Anémomètres ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 21 I.7.3. Girouette-anémomètre à ultrasons ------------------------------------------------------------------------------------ 21 I.7.4. Qualité des mesures ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 22 I.7.3. Girouette-anémomètre à ultrasons ------------------------------------------------------------------------------------ 22 I.8.DISTRIBUTION MONDIALE DE VENT ---------------------------------------------------------------------------- 22 I.9.DISTRIBUTION DE VENT EN ALGERIE -------------------------------------------------------------------------- 23 II.1. HISTORIQUE ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 25 II.2.CONTEXTE ACTUEL --------------------------------------------------------------------------------------------------- 26 II.3.APPLICATIONS DES EOLIENNES --------------------------------------------------------------------------------- 26 II.4.MACHINES A AXE VERTICAL -------------------------------------------------------------------------------------- 26 II.4.1.Eoliennes à rotor de Darrieus ----------------------------------------------------------------------------------------- 27 I.4.2. Eoliennes à rotor de Savonius ----------------------------------------------------------------------------------------- 27 II.4.3.La traînée différentielle ------------------------------------------------------------------------------------------------- 27 II.4.4.Variation cyclique d’incidence ---------------------------------------------------------------------------------------- 28 II.4.4.1.Avantages et inconvénients des éoliennes à axe vertical ---------------------------------------------------- 29 II.5.MACHINES A AXE HORIZONTAL --------------------------------------------------------------------------------- 29 I.5.1.Les éoliennes à marche lente ------------------------------------------------------------------------------------------- 30 I.5.2.Les éoliennes à marche rapide ----------------------------------------------------------------------------------------- 30 II.6.LES COMPOSANTES D’UNE EOLIENNE ------------------------------------------------------------------------ 30 II.6.1.Le rotor et ses pales ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 30 II.6.2.La nacelle -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 31 II.6.3.La tour ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 34 II.7.PRINCIPES DE FONCTIONNEMENT ----------------------------------------------------------------------------- 35 II.7.1.Fonctionnement aéromoteur ------------------------------------------------------------------------------------------- 35 II.7.1.1.Formule de Betz ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 35 II.7.1.2.Modélisation du sillage ------------------------------------------------------------------------------------------- 37 II.7.3.Aéroélasticité ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 38 II.7.3.1.Sollicitations -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 38 II.9.IMPACTS DIVERS ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 41 II.9.INTERETS ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 42 II.10.AVANTAGES ET INCONVENIENTS ----------------------------------------------------------------------------- 43 III.1.PRINCIPE DE CONVERSION DE L’ENERGIE ----------------------------------------------------------------- 45 III.1.1.Mode autonome --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 45

Table de matière


III.1.2.Mode connectée au réseau -------------------------------------------------------------------------------------- 45 III.1.2.1.Vitesse fixe ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 45

III.1.2.1.1.Machine Asynchrone à Cage ------------------------------------------------------------------------ 46 III.1.2.1.2.Machine Asynchrone à Double Stator ------------------------------------------------------------- 47 III.1.2.2.Vitesse Variable ------------------------------------------------------------------------------------------------ 47 III.1.2.2.1.Système Aérogénérateur utilisant une Génératrice Synchrone ------------------------------ 48 III.2.STRUCTURES DES AEROGENERATEURS BASEE SUR LA MACHINE SYNCHRONE ---------- 50 III.3. STRUCTURES DES AEROGENERATEURS BASEE SUR LA MACHINE ASYNCHRONE ------- 51 III.3.1. Générateur Asynchrone à Cage d’Ecureuil ----------------------------------------------------------------------- 51 III.3.2. Générateur Asynchrone à Rotor bobiné --------------------------------------------------------------------------- 52 III.3.3. Système Utilisant la Génératrice Asynchrone à Double Alimentation (GADA) -------------------------- 53 III.3.3.1.Machine Asynchrone à Double Alimentation à Energie Rotorique Dissipée ------------------------- 54 III.3.3.2. GADA -Structure de Kramer ---------------------------------------------------------------------------------- 55 III.3.3.3. MADA Structure de Scherbius avec Cyclo-convertisseur ----------------------------------------------- 55 III.3.3.4. GADA – Structure de Scherbius avec Convertisseurs MLI---------------------------------------------- 55 III.3.3.5. GADA Alimenté par Deux Convertisseurs Indépendants ------------------------------------------------ 56 III.3.3.6.Deux onduleurs alimentés en parallèle par un redresseur ------------------------------------------------- 57 III.3.3.7. GADA en Utilisant Plusieurs Modules de Convertisseurs Statiques à Deux Niveaux en Parallèle --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 57 III.3.3.8. GADA en Utilisant un Convertisseur NPC Multiniveaux ----------------------------------------------- 57 III.3.3.9. Machine Asynchrone à double alimentation en cascade ------------------------------------------------- 58 III.3.3.10. Machine en Cascade Avec une Carcasse Unique et un Rotor à Cage D’écureuil ------------------ 58 III.3.3.11.Génératrice Asynchrone à Double Alimentation en Cascade avec l’une de Deux Machines à Double Etoile ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 58 III.4.MODE DE FONCTIONNEMENT DE LA MADA --------------------------------------------------------------- 59 III.5. CONNEXION DE PARCS EOLIENS AU RESEAU : FERMES «ONSHORE /OFFSHORE » -------- 60 III.6.SYNTHESE ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 62 IV.1. INTRODUCTION ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 63 IV.2.MODELE DE LA TURBINE ------------------------------------------------------------------------------------------ 63 IV.2.1. Modèle des pales ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 64 IV.2.2.Courbe caractéristique du coefficient du couple ----------------------------------------------------------------- 65 IV.3. MODELE DU MULTIPLICATEUR DE VITESSE -------------------------------------------------------------- 65 IV.4. MODELE DE L’ARBRE MECANIQUE --------------------------------------------------------------------------- 66 IV.5. MODELE DU VENT --------------------------------------------------------------------------------------------------- 67 IV.6. LA VITESSE SPECIFIQUE OU NORMALISEE ---------------------------------------------------------------- 68 IV.7.STRATEGIES DE COMMANDE DE LA TURBINE EOLIENNE ---------------------------------------- 68 IV.8.MODELE DE LA GSAP ------------------------------------------------------------------------------------------------ 69 IV.8.1.Mise en équations ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 70 IV.8.2.1. Résultats de simulation du GSAP à vide ------------------------------------------------------------------- 70 IV.8.3. Modélisation de la génératrice en charge ------------------------------------------------------------------------- 70 IV.8.4.Modélisation de l’onduleur de tension ----------------------------------------------------------------------------- 71 IV.8.4.1.Commande de l'onduleur par les techniques MLI -------------------------------------------------------- 71 IV.8.4.Modélisation de l’onduleur de tension ----------------------------------------------------------------------------- 72 IV.8.5. Alimentation utilisant un redresseur et onduleur contrôlés par MLI ---------------------------------------- 73 IV.8.5.1.Modélisation du redresseur triphasé double alternance à diodes ---------------------------------------- 74 IV.8.5.2.Modélisation du filtre -------------------------------------------------------------------------------------------- 74 IV.9.SYSTEME DE CONTROLE DE L’AEROTURBINE------------------------------------------------------------ 75 IV.9.1.Méthodes de recherche du point maximum de puissance ------------------------------------------------------ 77 IV.9.1.1.MPPT avec la connaissance de la courbe caractéristique de la turbine éolienne --------------------- 77 IV.8.4.Modélisation de l’onduleur de tension ----------------------------------------------------------------------------- 77 TRAVAUX DIRIGES --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 84 BIBLIOGRAPHIE -------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 94

Avants propos


Avant-propos

Ce document regroupe des notes de cours enseignés à l'université Dr Yahia Fares Médéa en

Master 1 spécialité Energie solaire photovoltaïque.

La polycopie constitue une étude sur les aérogénérateurs. Son objectif est de présenter les

notions de base de l’énergie éolienne ainsi que la méthode utilisé pour modéliser un système

éolien et les différentes structures des aérogénérateurs. Nous avons donné un peu d’historique

sur L’énergie éolienne qui est une source d’énergie utilisée depuis des siècles, pour faire

avancer les bateaux en mer, mais ce type d’énergie a été exploité aussi sur terre durant au

moins les 3000 dernières années, En effet, des moulins à vent étaient déjà utilisés pour

moudre du grain. Ainsi, dans un premier temps, l’énergie cinétique du vent était uniquement

transformée en énergie mécanique. Après, la technologie des aérogénérateurs ont évidemment

évoluée.

Ceci a permis, à l’énergie éolienne, de devenir ces dernières années une alternative aux

sources d’énergie traditionnelles. Afin de rendre notre présentation plus concrète, nous avons

adopté le logiciel Matlab/Simulink afin de simuler le comportement des éoliennes connecté au

réseau électrique ou isolé. Il comprend des données et perspectives qui montrent l’importance

et l’évolution dans le temps de ce processus de production d’énergie au niveau mondiale. Des

notions de bases du système éolien ont été données un aperçu sur les différents types

d’éoliennes (à axe vertical, horizontal et offshore).

Dans ce polycopié, nous commençons par la présentation des caractéristiques de vent dans le

chapitre I. Les perspectives énergétiques ne sont pas des prévisions mais des analyses

d’hypothèses, qui dessinent une "réalité" possible pour montrer les effets, sur le système

énergétique, des prix de l’énergie, de la croissance économique et démographique, des

prescriptions, ainsi que les effets des instruments tarifaires et des instruments

d’encouragement dans le domaine énergétique. Dans le chapitre III est consacré pour la

présentation des différentes architectures des aérogénérateurs que ce soit à vitesse fixe ou à

vitesse variable.

Notre polycopie se termine par le chapitre IV qui porte sur la modélisation d’une chaîne de

conversion éolienne basée sur une génératrice synchrone à aimants permanents, et constituée

d’un redresseur, un bus continu ; l’ensemble est relié au réseau via un onduleur à MLI, et un

filtre.

Liste des figures et tables


Liste des Figures et Tables

Chapitre I. Caractéristiques du vent Figure I.1.Hémisphère Sud 12 Figure I.2. Rose des vents site du Havre mesure journalière 16 Figure I.3.Caractéristiques de distribution et de répartition de la fréquence du vent 17 Figure I.4.Caractéristiques de distribution et de répartition de la vitesse du vent 18 Figure I.5.Capacité totale installée (MW) et prévision 2001-2010 19 Figure I.6.Capacité éolienne des trois premiers producteurs du monde en MW 20 Figure I.7. Tête de girouette à transmetteur. 20 Figure I.8. Anémomètres à hélice et à coupelles en tête de mât de voiliers 21 Figure I.9. Principe de Girouette-anémomètre à ultrasons 22 Figure I.10.Capacité éolienne mondiale installée. 23 Figure I.11.Carte annuelle de la vitesse du vent en (m/s) en Algérie. 23

Chapitre II. Éoliennes Fig. II.1. Eolienne à axe vertical (Structure de Darrieus) 27 Fig. II.2. Eolienne à axe vertical (Structure de Savonius) 27 Figure II.3. Effet du vent sur un corps creux 28 Figure II.4 .Rotor de Savonius 28 Figure II. 5. Différents types de rotor de Darrieus 29 Figure II.6. Eolienne à axe verticale 29 Figure II.7. Composantes d’une éolienne 30 Figure II.8. Eléments de la nacelle 32 Figure II.9.Comportement d’une pale dans un flux 35 Figure II.10.Représentation du tube de courant 37 Figure II.11.Classement des types d’éolienne 37 Figure II.12.Création de tourbillon 38 Figure II.13.Modèle de sillage en trois domaines 38 Figure II.14. Modélisation d’une éolienne 38 Figure II.15.Angles caractéristiques 39 Figure II.16. Exemple de deux premiers modes encastrés 39 Figure II.17.Premier mode de flexion 39 Figure II.18.Mouvement de battement 40 Figure II.19.Mouvement de traînée 40

Chapitre III. Système Aérogénérateurs Figure III.1. Aérogénérateur fonctionne en mode autonome 45 Figure III.2.Connexion directe au réseau de l'éolienne basée sur la MAS 47 Figure III.3.Connexion au réseau de l'éolienne avec la machine asynchrone à double stator 47 Figure III.4. Puissance récupérée en fonction de la vitesse de la turbine 48 Figure III.5. Eolienne à génératrice synchrone 49 Figure III.6. Machines synchrones à aimant permanent à flux axial 49 Figure III.7. Machines synchrones à aimants permanents à flux transversal 49 Figure III.8. Machine synchrone liée au réseau par un ensemble redresseur à diode, convertisseur et onduleur MLI

50

Figure III.9. Machine synchrone avec deux convertisseurs MLI en cascade. 51 Figure III.10. MS à aimants permanents utilisant plusieurs modules de convertisseurs statiques à deux niveaux en parallèle.

51

Figure III.11. Machine asynchrone à cage d’écureuil 52 Figure III.12. Machine asynchrone à Rotor bobiné 52 Figure III.13. Connexion indirecte d’une machine asynchrone sur le réseau 53 Figure III.14. Générateur asynchrone connectée au réseau par l’intermédiaire de deux onduleurs

53

Figure III.15. Aérogénérateur utilisant la MADA. 54 Figure III.16. GADA avec contrôle du glissement par l’énergie dissipée 54

Liste des figures et tables


Figure III.17. GADA structure Kramer 55 Figure III.18. Structure de Scherbius avec cyclo-convertisseur 55 Figure III.19. Structure de Scherbius avec convertisseurs MLI 56 Figure III.20. Schéma synoptique pour l’alimentation par deux cyclo-convertisseurs 56 Figure III.21. Alimentation de la GADA par deux onduleurs avec deux bus continus indépendants.

56

Figure III.22. Alimentation de la MADA avec deux onduleurs et un bus continu commun. 57 Figure III.23. GADA en utilisant plusieurs modules de convertisseurs statiques à deux niveaux en parallèle.

57

Figure III.24. GADA en utilisant un convertisseur NPC multiniveaux. 57 Figure III.25. Principe de fonctionnement de deux machines asynchrones en cascade. 58 Figure III.26. Machine en cascade avec une carcasse unique et un rotor à cage d’écureuil croisé.

58

Figure III.27. Système éolien basé sur le couplage en cascade de deux MADA, l’une à une étoile et la seconde à double étoile

59

Figure III.28. Modes de fonctionnement de la MADA. 59 Figure III.29. Exemples d’architectures de connexion des parcs éoliens au réseau 61

Chapitre IV. Modélisation de l’aérogénérateur Figure IV.1. Exemple d’une chaîne de conversion d’énergie éolienne. 63 Figure IV.2. Turbine éolienne. 64 Figure IV.3. Coefficient aérodynamique en fonction du ratio de vitesse de la turbine 65 Figure IV.4. Schéma bloc du modèle des pales 65 Figure IV.5. Modèle mécanique simplifié de la turbine 66 Figure IV.6. Modèle complet de la turbine 67 Figure IV.7. Profil de la vitesse du vent. 67 Figure IV.8. Vitesse de vent V et vitesse tangentielle de l’aubage ῼt. Rt 68 Figure IV.10. Caractéristique Puissance-Vitesse d’une éolienne de 1.5 MW 68 Figure IV.11. Comportement de la génératrice à aimants permanents à vide 69 Figure IV.12. onduleur de tension 71 Figure IV.13.Principe de la technique MLI triangulo- sinusoïdale 71 Figure IV.13.a. Représentation du redresseur triphasé à double alternance. 73 Figure IV.13.b. Schéma bloc (Matlab/Simulink) du redresseur et du filtre 74 Figure IV.14. Schéma bloc (Matlab/Simulink) de la génératrice à aimants permanents en charge.

75

Figure IV.15. Comportement de la génératrice synchrone à aimants permanents en charge.

75

Figure IV.16. Couple de référence en fonction de la vitesse de rotation. 78 Figure IV.17. Convergence vers le point optimal 79 Figure IV.18. Coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique pour un angle de calage optimal (2°)

79

Figure IV.19. Schéma bloc (Matlab/Simulink) de la maximisation de puissance sans asservissement de vitesse.

80

Figure IV.20. Schéma bloc (Matlab/Simulink) de la chaine de conversion éolienne. 80 Figure IV.21. Profil de vent utilisé pour l’entrainement d’aérogénérateur 81 Figure IV.22. Puissance active et réactive 81 Figure IV.23. Allure des Tensions statoriques Vabc de la GSAP. 81 Figure IV.24. Allure de Tension redressé et filtré 82 Figure IV.25. Allure des Tensions de sortie de l’onduleur 82 Figure IV.26. Allure courants statoriques 83

Liste des Tables Tableau II.1.Résumé des principales tendances en Europe 25 Tableau II.2.Résumé des principales tendances en Europe 43 Tableau II.3.Avantages et inconvénients 44 Tableau III.1. Modes opérationnels de la MADA 61 Tableau IV.1 Différentes expressions du coefficient Cp. 66

Introduction générale


9

Introduction Générale

L'agence d'Énergie Internationale (IEA) prévoit qu'avant 2030, les besoins d’énergie

dans le monde seront presque soixante pour cent plus élevés que maintenant. Le deux-tiers de

cette augmentation concerne la Chine, l’Inde et dans d’autres économies en voie de

développement; ces pays représenteront presque la moitié de consommation d'énergie globale

avant 2030. Face à cette demande, et loin de l’utilisation des énergies fossiles polluantes

(pétrole et gaz), et de façon à limiter l'emploi de centrales nucléaires, plusieurs pays sont

tournés vers une nouvelle forme d'énergie dite "renouvelable". En effet, un véritable challenge

mondial est pris au sérieux aujourd’hui, aussi bien sur la politique de réduction des émissions

de gaz à effet de serre, en les ramenant à leur niveau de 1990 , que sur celui de l’exploitation

des ressources d’énergie renouvelable. Ceci a été recommandé à la 3ème Conférence des

Parties de la convention – cadre des nations unies sur les changements climatiques qui se sont

tenue à Kyoto en décembre 1997.

Cette évolution a engendré une accélération d'insertion de production décentralisée

d'électricité dans les réseaux de distribution et parmi ces productions, le marché mondial de

l’énergie éolienne progresse plus rapidement que celui de toute autre source d’énergie

renouvelable. Le total mondial, qui ne dépassait pas 4800 MW en 1995, a atteint 282 482 MW

en 2013, après 158 505 MW en 2009, 74 052 MW en 2006 et 93 835 MW en 2007 et 120 297

MW en 2008 , D'après les prévisions 2011 du GWEC, la capacité mondiale devrait s'élever à

493 330 MW fin 2016. En 2020, leur scénario prévoit environ 832 000 MW de puissance

installée.

De nos jours, la forme la plus connue et utilisée de technologie éolienne est

l’aérogénérateur; i.e. une machine qui obtient de l’énergie à partir du vent pour générer un

courant électrique. La taille de ces turbines éoliennes modernes va de quelques watts jusqu’à

plusieurs mégawatts. La majorité des systèmes commerciaux actuels sont des turbines

éoliennes à axe horizontal (HAWT) avec des rotors à trois pales (tripales). Les turbines

peuvent transférer de l’énergie électrique à un réseau de puissance à travers des

transformateurs, lignes de transport et sous-stations associés. L’utilisation de ces

aérogénérateurs présente des avantages importants. En effet, ils sont pour l’instant l’un des

moyens les plus écologiques d’obtenir de l’électricité et cette source est inépuisable.

Cependant le coût de l’énergie éolienne est encore trop élevé pour concurrencer les sources

traditionnelles.

Grâce au progrès de l’électronique de puissance les dernières générations d’éoliennes

fonctionnent avec une vitesse variable et disposent d’une régulation pitch. Il est ainsi possible

de modifier la vitesse de rotation et l’angle de calage de chacune des pales, permettant alors

d’améliorer la production de l’aérogénérateur.

La polycopie est structurée suivant le nouveau programme de Master 1 spécialité

énergie solaire photovoltaïque comme suit :

Introduction générale


10

Le premier chapitre présente les caractéristiques du vent, les types de vent existant en Europe

ou en Algérie, la variation de la vitesse de vent avec la hauteur, moyens de mesure de la vitesse de

vent et la distribution du vent en Algérie présentés dans la polycopie.

Par la suite, le deuxième chapitre discute les éoliennes, leurs constitutions, technologies,

principes de fonctionnement et spécificités des générateurs éoliens.

Dans le troisième chapitre nous abordons Différents types de machines électriques peuvent

être utilisés pour la génération de puissance éolienne. Des facteurs techniques et économiques fixent

le type de machine pour chaque application.

Le quatrième chapitre est consacré à la modélisation analytique des différents éléments

constituant le système de conversion de l’énergie éolienne qui basé sur la machine synchrone à aimant

permanent. Avec l’utilisation du logiciel Matlab/Simulink pour simuler le comportement

d’aérogénérateur.

Chapitre I : Caractéristiques du vent


11

Chapitre I :

Caractéristiques du vent

I.1. DEFINITION

Le vent est de l'air qui se déplace des anticyclones ( hautes pressions ) vers les

dépressions ( basses pressions ) ; le vent "coule" comme une rivière dévalerait une pente d'une

montagne ; du coup, plus la pente est raide, plus l'eau coule vite ; c'est la même chose pour le

vent : plus la différence de pression est grande, plus le vent souffle fort ; nous parlons de

cisaillement ( ou sautée de vent )lorsque la variation de l'intensité de la vitesse du vent et la

variation de l'intensité de la direction du vent varient fortement en altitude . Par exemple, lors

de la tempête du 26 Décembre, il y avait une dépression dont le centre atteignait 950 hPa et

une autre dépression dont le centre atteignait 1000 hPa ; d'où le vent très fort qui circulait à ce

moment-là. Voyons d'un peu plus près les caractéristiques du vent.

I.2. IRREGULARITE SPATIALE DU VENT :

Le vent est très irrégulier. En effet il est faible dans la zone polaire nord et dans la zone

intertropicale ; il est maximal vers ± 55 o de latitude. Il est fort en mer. En Eurasie, il décroît

d’ouest en est. À ces évolutions à grande échelle, se superposent de nombreuses irrégularités à

échelle beaucoup plus petite, parfois de quelques dizaines de kilomètres carrés. La vitesse du

vent est une fonction croissante avec la hauteur au-dessus du sol et avec l’altitude (par rapport

au niveau de la mer). La loi de répartition de la vitesse suivant une verticale dépend, d’une

part, du relief local et, d’autre part, de la rugosité de la région. Au sommet d’une colline

arrondie, on a un accroissement local de vitesse dont l’effet peut inverser le gradient de

vitesse habituel et faire que la vitesse au sol soit plus grande qu’à une certaine hauteur. En

terrain plat, on peut représenter la variation de vitesse v en fonction de la hauteur h au-dessus

du sol par la loi :

=

α

(1)

Avec

v0 : vitesse à la hauteur h0 de référence au-dessus du sol,

α : coefficient caractéristique du lieu .Le coefficient α a sensiblement les valeurs suivantes :

— sur un rivage : α = 0,16 ;

— en mer : α= 0,13 ;

— en plaine : α = 0,2 ;

— en plaine boisée : α= 0,24 ;

— en ville : α= 0,3.



12

I.3. IRREGULARITE TEMPORELLE

Le vent est aussi temporellement irrégulier. À partir de relevés anémométriques, on

trace la courbe vitesse-durée intéressant une période donnée (en général un an) : pour chaque

valeur de la vitesse du vent, on détermine le nombre d’heures pendant lesquelles cette vitesse

du vent est supérieure ou égale à la vitesse considérée. On peut caractériser ces courbes par la

valeur moyenne annuelle pour la période considérée. Il est possible aussi d’en déduire la

courbe de fréquence (c’est-à-dire la variation inverse de la pente des courbes vitesse-durée)

qui indique le nombre d’heures, pour la période considérée, pendant lesquelles la vitesse du

vent reste comprise entre des valeurs données.

I.4. CARACTERISTIQUES DU VENT

Le vent possède des caractéristiques bien précises ; il y a en fait 2 types de vent : le vent

géostrophique et le vent au sol (le vent tel que nous le ressentons).

I.4.1. Le vent géostrophique

Le vent géostrophique Vg concerne les hautes altitudes et est composé de deux forces la force

de Coriolis Fc et la force de pression Fp comme indiquées sur les schémas ci-dessous :

Figure 1. Hémisphère Nord

Figure I.1.Hémisphère Sud

Le vent géostrophique découvert par le mathématicien physicien français Pierre Simon

Laplace (1749-1827) est une assez bonne approche de la vitesse du vent telle que nous le



13

ressentons : le vent géostrophique se calcule à partir d'une carte d'isohypses (même altitude) et

de la loi de Laplace :

Vg = ( g / f ) ( dz / dl ) (3) g : intensité de pesanteur en m.s-2 f : paramètre de Coriolis non nul qui vaut 2.omega.sin.F omega : vitesse angulaire de rotation de la Terre en rad.s-1 : 0,73.10-4 F : latitude du point considéré en ° dz : différence d'indice entre 2 isohypses dl : distance entre deux isohypses en mètre Sachez que le vent géostrophique est toujours tangent aux isohypses et même aux isobares

(lignes d'égales pressions) selon la loi de Buys-Ballot (météorologiste néerlandais 1817-1890)

; et est, si vous avez réussi à faire le calcul, 1,5 fois supérieur à la vitesse du vent ressenti.

I.4.2. Le vent thermique

Le vent thermique noté Vt est une approximation du vent géostrophique et est définie de la

manière suivante :

Vt = Vgs - Vgb

(4)

Vgs : vent géostrophique au niveau de pression Ps Vgb : vent géostrophique au niveau de pression Pb Or, la direction du vent géostrophique est dépendant de la composante z d'un repère élaboré

par des vecteurs orthogonaux ( x,y,z ). De plus, la loi de Laplace s'écrit

b : altitude b Za : altitude a pa : masse volumique de l'air sec Ra : constante spécifique du gaz en présence d'un air sec Tvm : température virtuelle g : norme du champ de pesanteur D'où

Vt = [(Raln(Pb/Ps))( k vectoriel grad(Tvm )] / f

(7)

Après détermination de la vitesse de vent au sol, il ne reste plus qu'à indiquer dans votre

prévision météorologique la force associée à la vitesse du vent ; c'est pour cela que je vous

rappelle l'échelle anémométrique (parce que nous mesurons la vitesse du vent avec un

anémomètre) de Beaufort (créée par l'amiral anglais, François Beaufort en 1802) :

dP = -pag dZ (5) d'où Zb-Za = [(Ra.Tvm) ln (Pb/Ps)] / g

(6)



14

Force Vitesse du vent (km / h)

le temps en mer le temps à l'intérieur des terres

0 Inférieure à 1 la mer ne bouge pas d'un poil. les fumées des usines s'élèvent normalement

1 1à 7 de petites vaguelettes apparaissent sur l'eau. les girouettes ne bougent pas ; les fumées des usines sont légèrement déviées de leur trajectoire.

2 8 à 12 les vagues atteignent 20 cm de hauteur. les feuilles et les girouettes commencent à bouger.

3 13 à 20 les vagues atteignent 60 cm de hauteur. les drapeaux se déploient. 4 21 à 30 les vagues atteignent 1 m de hauteur. les feuilles se baladent dans le ciel. 5 31 à 41 les voiles sont gonflées. les grandes branches des arbres

commencent à bouger. 6 42 à 50 les vagues peuvent atteindre 3 m de hauteur. les fils électriques et les fils

téléphoniques bougent. 7 51 à 61 les vagues atteignent 4 m de hauteur. la marche face au vent devient

difficile ; les parapluies se retournent

8 62 à 76 les vagues peuvent atteindre 6 m de hauteur. le vent souffle en tempête ; la marche face au vent quasi impossible.

9 77 à 88 les vagues atteignent 8 m de hauteur. les cheminées des maisons sont emportées.

10 89 à 104 les vagues atteignent 10 m de hauteur. les arbres commencent à être déracinés.

11 105 à 120 les vagues atteignent 12 m de hauteur. les dégâts n'épargnent quasiment personne.

123 Plus de 120 les vagues peuvent atteindre 15 m de hauteur.

un véritable ouragan.

I.4.3. Le vent solaire

Fluide assimilé à un plasma formant un espace (atmosphère du soleil) dans lequel se trouve la Terre et son atmosphère. En électromagnétisme des milieux, le plasma de température T = 50 000 K (T = 50 275,25 °C) est constitué d'hydrogène sous forme de protons et d'électrons émis par la couronne solaire avec :

vitesse d'environ 200 km / s Une densité de 10 en moyenne dans un volume équivalent à 1 cm cube : une très faible

concentration de particules permettant des transferts énergétiques uniquement par échanges radiatifs.

a) Les polygones de brise Crée par le météorologiste ANGOT, c'est une indication de l'évolution du vecteur vent à chaque altitude. Elle tient compte des paramètres suivants :

Pression atmosphérique (seulement les valeurs supérieures ou égales à 1015 hPa). Précipitations (si quantité équivalente à 0 mm). Nébulosité moyenne de la journée. Pas de Stratus présents à 15h UTC. Vent moyen inférieur ou égal à 30 km / h.

b) Le coefficient de pénétration



15

Les véhicules qu'ils volent (avions), qu'ils flottent (bateaux) ou qu'ils roulent (voitures)

subissent les effets de la vitesse du vent apparent (vitesse dépendant de la vitesse des véhicules par rapport à la direction du vent et à la vitesse du vent). Ainsi, nous mettons en évidence le coefficient de pénétration dans l'air d'un corps (noté Cx) qui ne dépend que de la forme du corps dans l'espace : plus le Cx diminue, plus la résistance de l'air diminue et moins nous consommons de l’énergie. Nous en avons un parfait exemple sur la manière de courir qui fait que nous pourrons parcourir une distance plus ou moins grande . Un autre exemple concerne les voitures de formule 1 dont les concepteurs modifient l'aérodynamisme pour que l'air circule plus facilement au sein des véhicules et diminuer ainsi les consommations en essence. Continuons dans les courses avec en altitude une concentration en molécules d'air moins importante diminuant la résistance de l'air : c'est pour ça que la plupart des records du moindre dans le domaine du sport sont battus en altitude comme en cyclisme à La Paz (Bolivie).

I.5. LES DIFFERENTS TYPES DE VENTS QUE NOUS POUVONS RENCONTRER

En France

Autan blanc (vient du latin "Alta nus" qui veut dire "originaire du large») : comme

son nom l'indique, c'est un vent de Sud-Est qui, attiré par les basses pressions du

Massif Central, déverse son lot de pluie entre le Massif Central et les Pyrénées. Est à

l'origine de ce qu'on appelle l'effet de Foehn (vent sec et chaud).

Autan noir : souffle d'Est en Ouest entre le Massif Central et les Pyrénées ; apporte des orages l’été.

Mistral : vent de Nord-Est puis très rapidement de Nord qui souffle très fort en Méditerranée (jusqu’à 160 km / h parfois) après le passage d'une perturbation.

Tramontane : vent de Nord-Ouest qui souffle du Massif Central très fort pendant l’hiver.

Dans le monde

Alizés Est ou easterlies : ce sont des vents chauds et plus ou moins humide selon les

tropiques qui soufflent uniquement au niveau de l'équateur ou plus précisément la

Zone de Convergence Intertropical (ZCI). Les Alizés sont responsables avec l'air froid

continental de pluies torrentielles dans le Sud de l'Inde pendant les moussons

(Décembre-Février et Juin-Août) ; ce vent souffle de l'Est vers l’Ouest.

Alizés Ouest ou westerlies : même définition sauf que ce vent souffle de l'Ouest vers

l’Est.

Harmattan : vent sec soufflant du Sahara vers les côtes du Sud-Ouest de l'Afrique ;

est à l'origine lors de sa rencontre avec l'Alizé de l'Océan Atlantique de fortes

précipitations pouvant entraîner des inondations catastrophiques. Ces fortes

précipitations ont lieu pendant les moussons (Décembre-Février et Juin-Août).

Les Quarantièmes rugissants : nous employons ce terme pour parler de la course de

voiles autour du monde ; c'est un vent d'Ouest très froid qui souffle dans les mers

australes.



16

Le Shamal : en arabe, "shamal" veut dire "Nord" ; c'est un vent du golfe Persique qui

souffle très fort pendant quelques jours après le passage d'un talweg ( ligne orageuse )

; en hiver, des dépressions en Méditerranée naissent et essaient d'atteindre le Golfe

Persique tout en "entrant en collision" avec l'anticyclone confortablement installé et

qui ne bouge jamais ; en été, la Mousson Indienne génère de nombreuses dépressions ;

été comme hiver, le gradient de pression augmente, l'écoulement de l'air des hautes

couches de l'atmosphère aussi ; du coup, le vent souffle très fortement et provoque un

temps sec ; un peu comme le Mistral en France .

I.5.1. Le jet-stream ou courant jet

Vent particulier (c’est pour cela que je le traite à part) parce que circulant à près de

12000 mètres d’altitude. Ce vent a la particularité de souffler fort (500 km / h), ce qui est

logique puisque ce vent est le résultat de la rencontre les vents polaires (vent provenant des

pôles) et les vents d'Ouest qui donnent les westerlies (vent de Nord-Ouest pour l'hémisphère

Sud et vent de Sud-Ouest pour l'hémisphère Nord).

I.5.2. Rose des vents La rose des vents est un diagramme polaire qui permet de connaître la vitesse et la direction du vent sur la période des relevés. On affiche trois éléments (figure 3) : le pourcentage du temps global pendant lequel le vent souffle suivant une direction

donnée (indiqué par les secteurs bleus clairs) ; le pourcentage d’énergie totale par secteur (représenté par les secteurs bleus foncés). Cela

indique la direction qui fournit le maximum d’énergie ; la moyenne de la turbulence en intensité par secteur qui est représentée par un nombre

s’affichant sur chaque secteur. L’intensité de la turbulence est déterminée sur une durée de mesure en calculant le ratio « écart type divisé par vitesse moyenne ». Ce relevé permet de connaître le positionnement des éoliennes par rapport à d’éventuels obstacles. C’est un diagramme spatiotemporel produit ou utilisé par des logiciels professionnels pour évaluer qualitativement les possibilités d’un site. La quantification du « gisement » éolien se fait surtout à partir de fonctions de distribution des vitesses classées.

Figure I.2. Rose des vents site du Havre mesure journalière



17

I.6.CARACTERISTIQUES DE DISTRIBUTION ET REPARTITION DE LA VITESSE DU VENT En disposant, pendant une période de référence, d’un ensemble de N valeurs mesurées de la vitesse du vent v, on détermine la caractéristique de distribution des vitesses du vent et la caractéristique des fréquences cumulées (figure 5) déterminée ici pour une variation du vent égale à 0,5 m/s. Avec l’intégration par rapport au temps de la densité de la puissance (supposée proportionnelle au cube de la vitesse du vent), il est possible de déterminer la densité de l’énergie qui s’exprime en kWh/m2 de surface interceptée. Pour effectuer une analyse des principales propriétés statistiques, on utilise les modèles mathématiques des fonctions de distribution.

I.6.1. Distribution de Weibull Si le nombre N d’échantillons relevés tend vers l’infini et Δv → dv, la fréquence fi et la fréquence cumulée Fi tendent, respectivement, vers la fonction de densité de probabilité f(v) et vers la fonction de répartition F(v). Parmi les distributions utilisées dans les modèles statistiques, la distribution de Weibull c’est avérée appropriée pour la description des propriétés statistiques du vent. La fonction de répartition de Weibull à deux paramètres c et k s’écrit :

(8)

Où le paramètre c (m/s) est dénommé facteur d’échelle et k est le facteur de forme, sans dimension, caractérisant l’asymétrie de la distribution. On donne à la figure 6 la densité de probabilité pour le cas k = 2, paramétré par c. Le calcul des paramètres c et k est fait en partant du diagramme des fréquences cumulées mesurées et en utilisant la méthode des moindres carrés. Cette courbe statistique permet d’évaluer l’importance des tranches de vitesse de vents pour la production d’énergie. En fonction des caractéristiques de la turbine, le potentiel énergétique ainsi défini sera plus ou moins bien exploité en fonction des contraintes physiques comme les limitations du système électromécanique et les efforts s’exerçant sur la structure.

Figure I.3.Caractéristiques de distribution et de répartition de la vitesse du vent



18

Figure I.4. Distribution de Weibull pour k=2 avec c e n paramètre

I.6.2. Energie du vent récupérable L’énergie du vent est l’énergie cinétique de l’air qui traverse une certaine surface S. La puissance est donc :

3

2

1²

2

1SvSvvW

(7) Avec ρ masse volumique de l’air (ρ ≈ 1,25 kg/m3 dans les conditions normales de température et de pression au niveau de la mer). La puissance varie donc comme le cube de la vitesse v du vent. La masse volumique étant faible, la puissance éolienne est une puissance diluée puisque la vitesse v ne vaut, le plus souvent, que quelques mètres par seconde. On parle plutôt d’énergie annuelle. Dans des régions à vent très faible, l’énergie théorique ne peut être que de 200 kWh/m² et par an. Dans certaines régions privilégiées, en Bretagne, Normandie et Roussillon, elle atteint 4 000 kWh/m² et par an à 40 m au-dessus du sol. En moyenne en France, elle est de 800 kWh/m² et par an.

I.6.3. Historique de l’énergie du vent Pendant des siècles, l'énergie éolienne a été utilisée pour fournir un travail mécanique. L'exemple le plus connu est le moulin à vent utilisé par le meunier pour la transformation du blé en farine. Par la suite, pendant plusieurs décennies, l'énergie éolienne permet de l’énergie électrique dans des endroits reculés et donc non-connectés à un réseau électrique. Des installations sans stockage d’énergie impliquaient que le besoin en énergie et la présence d'énergie éolienne soit simultané. La maîtrise du stockage d’énergie par batteries a permis de stocker cette énergie et ainsi de l'utiliser sans présence de vent, ce type d'installation ne concernant que des besoins domestiques, non appliqués à l'industrie. Depuis les années 90, l'amélioration de la technologie des éoliennes a permis de construire des aérogénérateurs de plus de 1MW. Ces éoliennes servent aujourd'hui à produire du courant alternatif pour les réseaux électriques, au même titre qu'un réacteur nucléaire, un barrage hydroélectrique ou une centrale thermique au charbon. Cependant, les puissances générées et les impacts sur l'environnement ne sont pas les mêmes. L’énergie du vent ou l’énergie éolienne est le résultat des déplacements de l’air et plus spécifiquement, l’énergie tirée du vent au moyen d’un dispositif aérogénérateur comme une éolienne ou un moulin à vent. Elle peut être utilisée de deux manières : directe et indirecte.



19

A. Direct : Conservation de l’énergie mécanique : le vent est utilisé pour faire avancer un véhicule (navire à voile ou char à voile), pour pomper de l’eau (moulins de Majorque, éoliennes de pompage pour abreuver le bétail) ou pour faire tourner la meule d’un moulin.

B. Indirect : Transformation en énergie électrique : l’éolienne est accouplée à un générateur électrique pour fabriquer un courant continu ou alternatif, le générateur est relié à un réseau électrique ou bien il fonctionne de manière autonome avec un générateur d’appoint (par exemple un groupe électrogène) ou un parc de batteries ou un autre dispositif de stockage d’énergie.

Les éoliennes sont conçues de manière à produire un maximum de puissance pour des vents de force moyenne fréquemment rencontrées. Elles atteignent leur puissance nominale pour une vitesse de vent de 50 km/h (14 m/s). Si le vent devient plus violent, la machine subit des contraintes plus importantes. Elle est alors freinée grâce à un système de régulation électronique qui lui permet de rester à la puissance maximale (atteinte dès 50 km/h) tout en limitant les efforts sur la structure. Au-delà d'un certain seuil (90 km/h, soit 25 m/s), la régulation ne suffit plus. La machine est alors stoppée afin de lui éviter de subir des charges trop importantes.

I.6.4. L’éolienne dans le monde Fin 2010, 193 GW (milliards de watts) d'éoliens sont installés dans le monde. En 2010, la Chine a investi 63 milliards de dollars dans l'éolien, les USA 18 milliards de dollars. La croissance des investissements dans l'éolien a été de 34% en 2010. Quant à la puissance, elle a augmenté de 22% en 2010 (soit 35,8 GW).

Figure I.5.Capacité totale installée (MW) et prévision 2001-2010



20

Figure I.6.Capacité éolienne des trois premiers producteurs du monde en MW

I.7. MESURES DE LA VITESSE DU VENT Le vent est un paramètre important de l’état de l’atmosphère. Même en dehors des épisodes tempétueux au cours desquels les effets du vent sont parfois dramatiques, la connaissance de la direction et de la vitesse du vent est souvent indispensable pour gérer au mieux un certain nombre d’activités. A proximité de la surface de la Terre, c’est la composante horizontale du vent qui prédomine très largement et les appareils usuellement mis en œuvre pour mesurer vitesse et direction du vent ne prennent en compte que cette composante.

I.7.1. Girouettes Du point de vue technique, il est assez facile de déterminer la direction du vent, et l’invention de la girouette est très ancienne. A l’heure actuelle, il existe une vaste gamme de dispositifs qui reposent presque tous sur le même principe: la rotation d’un système mécanique autour d’un axe vertical.

Figure I.7. Tête de girouette à transmetteur.

A l’intérieur du boitier cylindrique se situe un dispositif (potentiomètre ou détecteurs optoélectroniques) qui traduit l’orientation de la girouette en un signal électrique véhiculé vers la centrale d’acquisition des données. Pour offrir des indications fiables, une girouette doit à la fois être sensible au vent et ne pas osciller à la moindre turbulence. Ces exigences



21

sont contradictoires et une réalisation soignée de l’axe de rotation ainsi qu’un bon équilibrage de la partie mobile sont nécessaires. Dans les modèles pour amateurs, on peut compter sur une précision de l’ordre de 3° à 5°. Au fil du temps, la pénétration d’eau et de poussières peut générer des frottements sur l’axe, affecter l’électronique et altérer le fonctionnement d’une girouette.

I.7.2. Anémomètres Il est possible d’estimer la vitesse du vent par l’observation des effets de celui-ci sur l’environnement. Cet aspect est largement illustré par l’échelle Beaufort, utilisée surtout en mer ou sur le littoral, mais pour quantifier précisément la « force du vent » (en réalité, sa « vitesse »), un anémomètre est indispensable. Ce dernier permet de mesurer le vent instantané et d’accéder au vent moyenné sur une durée de quelques minutes, si on dispose d’une centrale d’acquisition et du logiciel adéquat. Les anémomètres les plus répandus dans le domaine amateur sont les modèles à coupelles ou à hélice. .

Figure I.8. Anémomètres à hélice et à coupelles en tête de mât de voiliers L’anémomètre à coupelles peut fonctionner pour toute direction du vent, sans qu’il soit nécessaire de l’orienter préalablement. L’anémomètre à hélice est toujours combiné à une girouette pour que son hélice soit face au vent. Moins répandu que l’anémomètre à coupelles, car plus coûteux, il est réputé mieux supporter les vents forts.

I.7.3. Girouette-anémomètre à ultrasons Cet appareil ne comporte aucune pièce en mouvement. Le schéma ci-après en explicite le principe : A, B, C, D, sont des transducteurs ultrasonores disposés en quatre points équidistants (exposés au vent) et pouvant fonctionner soit en émission, soit en réception, selon des séquences imposées.



22

Figure I.9. Principe de Girouette-anémomètre à ultrasons - à l’instant t1, A émet une impulsion ultrasonore qui est reçue par B au bout de tA->B. - à l’instant t2, B émet une impulsion ultrasonore qui est reçue par A au bout de tB->A. Un ultrason étant une perturbation mécanique de l’atmosphère, S’il n’y a pas de vent, tB->A = tA->B S’il y a du vent, tB->A diffère de tA->B (dans l’exemple choisi, tB->A < tA->B. Ainsi,

avec 3 ou 4 transducteurs (et au prix de quelques calculs), on peut déterminer direction et vitesse du vent.

Le prix des anémomètres à ultrasons que l’on trouve sur le marché se situe encore à des niveaux élevés (plus de 500 €), mais on peut espérer qu’avec une diffusion plus large les prix baisseront…

I.7.4. Qualité des mesures Elle dépend en premier lieu de l’implantation, et ce point sera prochainement abordé, mais aussi de la conception et du soin apporté à la fabrication de l’appareil. Un anémomètre manuel offre typiquement une fourchette de mesures située entre 0,2 m.s-1 (soit moins d’1 km.h-1) et 30 m.s-1 (soit 108 km.h-1)… mais peut-on encore le tenir correctement dans sa main lors de rafales supérieures à 100 km.h-1 ? Pour les anémomètres à coupelles fixés sur un mât, les performances annoncées se situent entre 1 et 60 m.s-1 (soit 216 km.h-1), avec une précision de 5% à 10% selon les modèles. Dans la pratique, les résultats obtenus sont parfois assez loin des performances annoncées, notamment pour les vents faibles (mise en rotation difficile). Cela est lié à la conception même de ces appareils. La girouette effectue en général des mouvements de rotation alternés et de faible amplitude, alors que le moulinet de l’anémomètre peut être entraîné en rotation très rapide. Dans un capteur combiné un dispositif coaxial permet de transmettre simultanément ces deux mouvements aux détecteurs qui les convertissent en signaux électroniques. Du point de vue mécanique, la réalisation doit être extrêmement soignée et les frottements minimisés pour assurer sensibilité, mobilité, précision, résistance à l’usure de cet ensemble fréquemment exposé aux poussières et à la pluie.

I.8.DISTRIBUTION MONDIALE DE VENT

Comme il est montré sur la Figure I.10 la production de l’énergie éolienne connaît

depuis quelques années. La capacité mondiale a atteint 196630 MW, dont 37642 ont été



23

ajoutés en 2010, soit légèrement moins qu'en 2009 [03]. En 2010, la capacité mondiale

installée a atteint 196630 MW, après 159766 MW en 2009. Les investissements dans les

nouveaux équipements ont diminué dans de nombreux pays du monde. Pour la première fois

depuis plus de 20 ans, le marché est inférieur à celui de l'année précédente et a atteint un

volume global de 37642 MW, après 38312 MW en 2009.

L'énergie éolienne a montré une croissance de 23.6%, la plus basse depuis 2004 et la

seconde plus basse de la décennie passée. 23.6%, le taux de croissance de 2010. Le

taux de croissance est le rapport entre la capacité ajoutée la capacité totale de l'année

précédente. Avant 2010, le taux de croissance annuel n'avait cessé de croître depuis

2004, culminant à 31.7% en 2009, la plus forte valeur depuis 2001. Le plus fort taux

de croissance de 2010 se trouve en Roumanie, qui a multiplié sa capacité par 40. La

seconde région au taux de croissance de plus de 100% est la Bulgarie (+112%). En 2009,

quatre marchés avaient plus que doublé leur capacité éolienne : Chine, Mexique, Turquie et

Maroc.

Figure I.10.Capacité éolienne mondiale installée.

I.9.DISTRIBUTION DE VENT EN ALGERIE

L’Algérie présente un potentiel éolien considérable qui peut être exploité pour la

production d’énergie électrique, surtout dans le sud où les vitesses de vents sont élevées et

peuvent dépasser 4m/s (6m/s dans la région de Tindouf), et jusqu’à 7m/s dans la région

d’Adrar.

Figure I.11.Carte annuelle de la vitesse du vent en (m/s) en Algérie.



24

Les ressources énergétiques de l’Algérie ont déjà été estimées par le CDER depuis les

années 90 à travers la production des atlas de la vitesse du vent et du potentiel énergétique

éolien disponible en Algérie. Ceci a permis l’identification de huit zones ventées susceptibles

de recevoir des installations éoliennes :

1. Deux zones sur le littoral,

2. Trois zones sur les hauts plateaux et

3. Quatre zones en sites sahariens

Chapitre II : éoliennes


25

Chapitre II.

ÉOLIENNES

II.1. HISTORIQUE

L’énergie éolienne est la plus ancienne énergie utilisée par l’homme en dehors de son énergie

musculaire. L’utilisation de la force du vent pour suppléer l’énergie humaine ou animale n’est pas

nouvelle. On peut ainsi trouver la trace d’ancêtres des éoliennes modernes jusque dans la Perse

ancienne. Plus près de nous, certains pays ont, depuis le Moyen Âge, largement fait usage de ce type

d’énergie par le biais des moulins à vent (moulins hollandais) ou des éoliennes dites américaines

que ce soit pour moudre le grain ou pomper l’eau.

Au cours des siècles, on a vu ainsi la technologie des moulins évoluer grâce à l’apparition de

toits orientables permettant une utilisation plus intensive, puis de moulins complets montés sur pivot.

Enfin, la dernière évolution marquante a été l’adoption de profils semblables à des ailes d’avion, en

lieu et place de la toile tendue sur une structure en bois, du fait de la compréhension des phénomènes

aérodynamiques, acoustiques et aéroélectriques impliqués.

Parallèlement, les progrès technologiques, tant dans les domaines de l’électrotechnique, de

l’électronique que dans celui des matériaux, font que l’on peut désormais disposer de machines aux

performances étonnantes en terme de puissance produite, tout en limitant les impacts sur

l’environnement.

II.2.CONTEXTE ACTUEL

Bien que ne pouvant envisager de remplacer totalement les sources traditionnelles d’énergie,

l’énergie éolienne peut toutefois proposer une alternative intéressante et renouvelable. Elle s’inscrit

parfaitement dans l’effort global de réductions des émissions de CO2, etc. Son développement s’est

fortement accéléré depuis 1995 avec une progression moyenne de 20 % par an dans le monde. Cette

progression s’accompagne par une évolution de la fiabilité, de la taille des éoliennes et de leur

rendement (tableau 1). Le coût de production du kilowattheure a progressivement baissé pour atteindre

un niveau compétitif par rapport aux autres sources d’énergie. Dans l’ensemble de la puissance

installée, l’Europe est le leader suivie par l’Amérique du Nord.

Tableau II.1.Résumé des principales tendances en Europe

Années Capacité (kW) Diamètre du rotor (m) Coût du kWh (Euro)

1980 -1983 55 15 0.090

1986 -1988 120 21 0.067

1993 -1994 400 à 500 37 0.045

1995 - 1996 500 à 750 40 0.040



26

1997 -1999 600 à 2500 43 0.030

II.3.APPLICATIONS DES EOLIENNES

L’intérêt d’une éolienne se justifie par la possibilité qu’elle apporte de récupérer l’énergie cinétique

présente dans le vent. Cette énergie est transformée en énergie mécanique de rotation. Cette énergie

mécanique peut être exploitée principalement de deux manières :

soit directement pour entraîner par exemple une pompe de relevage d’eau,

soit pour entraîner une génératrice électrique.

Dans le cas de production d’énergie électrique, on peut distinguer deux types de configuration :

l’énergie est stockée dans des accumulateurs en vue de son utilisation ultérieure,

l’énergie est utilisée directement par injection sur un réseau de distribution.

On constate ainsi les applications électriques de l’énergie éolienne, à savoir d’une part la

complémentarité avec les moyens traditionnels de production (centrales thermiques classiques ou

nucléaires, barrages...) pour des régions disposant d’une infrastructure existante et d’autre part la

possibilité de production sur des sites non raccordés à un réseau de distribution traditionnel. Il est

particulièrement intéressant de souligner les possibilités offertes par l’énergie éolienne en ce qui

concerne le désenclavement de régions peu urbanisées et ses applications dans les pays en voie de

développement.

II.4.MACHINES A AXE VERTICAL

Elles sont très peu mises en œuvre de nos jours car elles sont moins performantes que celles à axe

horizontal. La conception verticale offre l’avantage de mettre le multiplicateur et la génératrice au sol

directement facilement ainsi les opérations de maintenance, mais cela impose que l’éolienne

fonctionne avec le vent proche du sol, moins fort qu’en hauteur car freiné par le relief, ce qui induit un

faible rendement de ce type d’éolienne. De par son axe vertical, il y a symétrie de révolution et le vent

provenir de toutes les directions sans avoir à orienter le rotor. Par contre, ce type d’éolienne ne peut

pas démarrer automatiquement, il faut la lancer dès l’apparition d’un vent suffisamment fort pour

permettre la production. Ils sont classés selon leur caractéristique aérodynamique en deux familles ; les

aérogénérateurs conçus sur la base de la portance (Aérogénérateurs à rotor de Darrieus : conçu par

l’ingénieur français George Darrieus) et ceux basés sur la traînée (Aérogénérateurs à rotor de Savonius

: inventé par le finlandais Siguard Savonius en 1924).

II.4.1.Eoliennes à rotor de Darrieus

Ce type d’aérogénérateur est basé sur le fait qu’un profil placé dans la direction d’écoulement de

l’air est soumis à des forces de direction et d’intensité variables selon l’orientation de ce profil (Fig.

II.1).



27

La résultante de ces forces génère un couple moteur entraînant l’orientation du dispositif.

Fig. II.1. Eolienne à axe vertical (Structure de Darrieus)

I.4.2. Eoliennes à rotor de Savonius

Ils sont basés sur le principe de la traînée différentielle qui stipule qu’un couple moteur peut être

obtenu par une pression différente exercée par le vent sur les parties concaves et convexes de la

structure (Fig. II.2).

Fig. II.2. Eolienne à axe vertical (Structure de Savonius)

Les principaux avantages des éoliennes à axe vertical sont les suivants :

Accessibilité de la génératrice et du multiplicateur mis directement au sol, ce qui facilite la

maintenance et l’entretient.

La non nécessité d’un système d’orientation du rotor car le vent peut faire tourner la structure quel

que soit sa direction. Cependant elles ont comme inconvénients les points suivants:

Faible rendement et fluctuations importantes de puissance,

Occupation importante du terrain pour les puissances élevées,

Faible vitesse du vent à proximité du sol.

II.4.3.La traînée différentielle Le principe de mise en mouvement de ce type de machine le suivant: les efforts exercés par le

vent sur chacune des faces d’un corps creux sont d’intensités différentes (figure II.3). Il en résulte donc

un couple moteur, que l’on peut utiliser pour entraîner un générateur électrique ou un autre dispositif

mécanique tel qu’une pompe.



28

Figure II.3. Effet du vent sur un corps creux

L’illustration la plus courante de ce type d’éolienne est le rotor de Savonius (figure II.2), du

nom de son inventeur, un ingénieur finlandais qui l’a breveté à la fin des années 1920. Le

fonctionnement est ici amélioré par la circulation de l’air rendue possible entre les deux demi-

cylindres, ce qui augmente le couple moteur. On peut aisément imaginer que, lors du démarrage de ce

type de machine (phase d’établissement du vent), les cylindres soient orientés par rapport au vent de

telle manière que le couple résultant soit nul. L’éolienne ne pourra donc pas démarrer spontanément.

La superposition de plusieurs rotors identiques, mais décalés d’un certain angle l’un par rapport à

l’autre, permet de remédier à ce problème, rendant ainsi la machine totalement autonome.

Figure II.4 .Rotor de Savonius

Le rotor de Savonius, étant très simple, présente un intérêt pour les pays très peu industrialisés

car il est facile à fabriquer. Il a été développé aussi pour de petites éoliennes conçues pour la

navigation de plaisance (recharge de batteries). De plus, il démarre à de faibles vitesses de vent, de

l’ordre de 2 m/s. Les dimensions des machines à rotor de Savonius restent toutefois modestes, 3 à 4 m

de hauteur maximale pour des diamètres de 2 m environ.

II.4.4.Variation cyclique d’incidence

Le fonctionnement est ici basé sur le fait qu’un profil placé dans un écoulement d’air selon

différents angles est soumis à des forces d’intensités et de directions variables. La combinaison de ces



29

forces génère alors un couple moteur. En fait, les différents angles auxquels sont soumis les profils,

proviennent de la combinaison de la vitesse propre de déplacement du profil (en rotation autour de

l’axe vertical) et de la vitesse du vent. Ce principe de fonctionnement a été breveté au début des années

1930 par le Français Darrieus. De tels rotors peuvent être de forme cylindrique, tronconique,

parabolique... (Figure II.5).

Figure II. 5. Différents types de rotor de Darrieus

II.4.4.1.Avantages et inconvénients des éoliennes à axe vertical

Le principal avantage des machines à axe vertical est que le dispositif de génération électrique

repose sur le sol, ne nécessitant donc pas l’édification d’une tour. Par ailleurs, une éolienne à axe

vertical fonctionne quelle que soit la direction d’où souffle le vent, permettant donc de s’affranchir

d’un dispositif d’orientation de la machine.

En revanche, le fait qu’une telle éolienne soit érigée près du sol signifie que le capteur

d’énergie se situe dans une zone peu favorable, ce qui réduit significativement l’efficacité de la

machine. Par ailleurs, le principe même de fonctionnement, basé sur des variations incessantes de

charge aérodynamique sur les pales, fait que ces éoliennes sont très sujettes aux problèmes

d’aéroélasticité. Enfin, pour des éoliennes de grande puissance, la surface occupée au sol par le

haubanage est très conséquente.

II.5.MACHINES A AXE HORIZONTAL Ces machines sont les descendantes directes des moulins à vent sur lesquels les ailes, faites de

voiles tendues sur une structure habituellement en bois, ont été remplacées par des éléments

ressemblant fortement à des ailes d’avion. La portance de ces ailes placées dans le vent ne sert pas ici à

sustenter un aéronef mais à générer un couple moteur destiné à entraîner un dispositif mécanique tel

qu’une génératrice électrique, une pompe... Ces machines présentent généralement un nombre de pales

compris entre 1 et 3 et peuvent développer des puissances élevées (plusieurs mégawatts). Leur axe de

transmission est parallèle au sol. Une catégorie particulière d’éolienne à axe horizontal est celle des

machines multipales de faible diamètre (jusqu’à 10 m environ). La masse importante de la roue

aubagée, les vitesses de rotation peu élevées (en regard du diamètre) font que ces machines de faible

puissance sont utilisées principalement pour le pompage de l’eau. Cependant, une application récente

de ce type de machine (avec des diamètres de l’ordre du mètre) est la génération électrique à bord de

bateaux de plaisance ou de course au large.



30

I.5.1.Les éoliennes à marche lente Les éoliennes à marche lente sont munies d’un grand nombre de pales (entre 20 et 40), leur

inertie importante impose en général une limitation du diamètre à environ 8 m. Leur coefficient de

puissance atteint rapidement sa valeur maximale lors de la montée en vitesse mais décroît également

rapidement par la suite. De nombreuses éoliennes de ce type ont été construites aux Etats Unis dès

1870. Leur rendement est faible car leur vitesse en bout de pale est limitée.

I.5.2.Les éoliennes à marche rapide Les éoliennes à marche rapide sont beaucoup plus répandues et pratiquement toutes dédiées à la

production d’énergie électrique. Elles possèdent généralement entre 1 et 3 pales fixes ou orientables

pour contrôler la vitesse de rotation. Les pales peuvent atteindre des longueurs de 60 m pour des

éoliennes de plusieurs MW. Leur coefficient de puissance atteint des valeurs élevées et décroît

lentement lorsque la vitesse augmente. Elles fonctionnent rarement en dessous d’une vitesse de vent de

3 m/sec. Les machines uni et bipales ont l’avantage de peser moins, mais elles produisent plus de

fluctuations mécaniques et ont un rendement énergétique un peu plus faible. Elles sont visuellement

moins esthétiques. Ceci explique pourquoi 80% des fabricants optent pour des aérogénérateurs tripales.

II.6.LES COMPOSANTES D’UNE EOLIENNE On peut considérer trois composants essentiels dans une éolienne, le rotor, la nacelle et la tour,

comme illustré sur la figure II.7.

Figure II.7. Composantes d’une éolienne

II.6.1.Le rotor et ses pales C’est le capteur d’énergie qui transforme l’énergie du vent en énergie mécanique. Le rotor est

un ensemble constitué des pales (d’un nombre variable) et de l’arbre primaire, la liaison entre ces

éléments étant assurée par le moyeu. Sur certaines machines, l’arbre primaire qui tourne à faible

vitesse comporte un dispositif permettant de faire passer des conduites hydrauliques entre la nacelle



31

(repère fixe) et le moyeu (repère tournant). Cette installation hydraulique est notamment utilisée pour

la régulation du fonctionnement de la machine (pas des pales variable, freinage du rotor.)

a) Le rotor

L’utilisation de rotor à trois pales est prédominante dans l’ensemble des machines de moyenne

et grande puissance (> 30 kW), exploitées ou construites dans le monde soit environ 80 % du marché.

En termes de poids, une éolienne monopale doit être munie d’une masse inerte permettant

l’équilibrage de la pale : elle est donc sensiblement équivalente à une machine bipale.

Dynamiquement, la configuration tripale est la plus équilibrée. Elle doit cependant accepter un

chargement cyclique plus important. Aérodynamiquement, les études montrent un léger avantage à

posséder plusieurs pales (réduction des pertes d’extrémités). On augmente ainsi le coefficient de

puissance d’environ 10 % en passant d’une pale à deux, de 3 % en passant de deux à trois, de 1 % en

passant de trois à quatre, etc.

Le choix résulte donc d’un compromis entre l’efficacité aérodynamique du rotor, le poids, la

dynamique des structures et le prix associé.

b) Les pales

La pale d’une éolienne est en réalité le véritable capteur de l’énergie présente dans le vent. De

ses performances dépend la production d’énergie de l’installation, puis par conséquent l’intérêt

économique de la machine.

La conception d’une pale doit faire appel à un compromis délicat entre le rendement

aérodynamique, la légèreté, la résistance statique, la tenue en fatigue.

Ainsi le choix des profils, leur répartition en envergure, la forme en plan (évolution de la corde en

fonction de l’envergure) et le vrillage de la pale doivent être soigneusement étudiés. Par exemple,

selon le type de régulation choisi et selon la taille de l’éolienne, le vrillage pourra différer

significativement d’une machine à l’autre.

Pour une machine de grande taille à pas variable, on pourra envisager de démarrer la rotation

en s’aidant du générateur utilisé en moteur. Par contre, pour une petite éolienne régulée au décrochage,

le vrillage, notamment au pied de la pale, devra permettre un démarrage autonome de la machine. À

ces contraintes s’ajoutent bien évidemment les critères relatifs au vent que la machine devra « utiliser

». Les constructeurs sont ainsi amenés à proposer différents types de pales pour une même puissance

en fonction de la vitesse moyenne rencontrée sur les sites d’implantation.

Après le choix d’une première configuration aérodynamique, il faut concevoir une structure

résistante et légère. Là encore, les conditions de vent (vitesses, taux de turbulence) influent sur la

conception (charges extrêmes, tenue en fatigue). On s’aperçoit donc aisément que la conception d’une

pale est en fait un procédé itératif avec de nombreux paramètres et de nombreuses contraintes. Il est

indéniable que l’apparition de logiciels de calcul évolués associés à des optimiseurs facilite

grandement la tâche du concepteur.

II.6.2.La nacelle La nacelle est une véritable salle des machines perchée dans le ciel. Elle comporte une ou deux

génératrices, une boîte de vitesses, un système de freins à disque et différents équipements automatisés



32

d’asservissement. On construit maintenant des éoliennes énormes de 1 500 kW sur des tours de près de

50 mètres et qui sont surtout limitées non par la technologie, mais par les grues gigantesques qu’elles

nécessitent. La figure 8 présente une coupe de la nacelle avec ses différents composants :

Figure II.8. Eléments de la nacelle

A. Le multiplicateur de vitesse :

Il sert à élever la vitesse de rotation entre l’arbre primaire et l’arbre secondaire qui entraîne la

génératrice électrique. En effet, la faible vitesse de rotation de l’éolienne ne permettrait pas de générer

du courant électrique dans de bonnes conditions avec les générateurs de courant classiques. La boîte de

vitesse permet d’avoir un rotor tournant lentement (30 à 40 tours/min) pouvant se coupler à un

générateur de série, donc peu cher, qui tourne lui 40 à 50 fois plus vite. Dans les pays froids on doit

réchauffer ces grosses boîtes d’engrenages.

B. L’arbre secondaire :

L’arbre secondaire comporte généralement un frein mécanique qui permet d’immobiliser le

rotor au cours des opérations de maintenance et d’éviter l’emballement de la machine.

C. La génératrice :

C’est elle qui convertit l’énergie mécanique en énergie électrique. C’est un alternateur. Les plus

simples et robustes sont des générateurs à induction, mais il faut alors contrôler leur excitation par des

condensateurs ou les relier au réseau, ce qui n’est pas facile. On doit essayer de stabiliser la vitesse de

ces moteurs asynchrones près de leur puissance nominale (vers 1 800 tours) pour avoir en bout de

ligne une fréquence et une tension régulières. Voilà pourquoi certains fabricants installent 2

génératrices, l’une exploitant les basses vitesses de vent, l’autre pour les hautes vitesses.



33

On peut utiliser une génératrice auto excitée : un moteur synchrone à aimants permanents. Plus facile à gérer, ce type d’alternateur est plus cher et comporte de nombreuses pièces mécaniques. Enfin, l’avenir pourrait bien se situer dans les génératrices à basse vitesse car elles suppriment tout recours à un multiplicateur. La nouvelle génératrice discoïde de Jeumont Industrie est une innovation majeure car elle réduit la taille, normalement imposante, de ces alternateurs multi pôles. Toutefois, le courant produit doit passer par un onduleur de grande puissance. Il s’agit là aussi d’une technologie de pointe.

Ces équipements peuvent nécessiter un système de refroidissement liquide, ce qui leur permet d’avoir une taille plus réduite. Ci-contre : le plan d’une nacelle éolienne conventionnelle. On y voit le rotor, la boîte de vitesses puis la génératrice. Ci-contre le plan des éoliennes dites « à attaque directe », c’est à dire qui ne possède pas de multiplicateur mais doivent alors disposer d’un alternateur spécialement conçu, à aimants permanents, synchrone. De tels alternateurs sont importants en taille et nécessitent la conception d’un onduleur assez complexe.

D. Un contrôleur électronique :

Il est chargé de surveiller le fonctionnement de l’éolienne. Il s’agit en fait d’un ordinateur qui

peut gérer le démarrage de la machine lorsque la vitesse du vent est suffisante (de l’ordre de 5 m/s),

gérer le pas des pales, le freinage de la machine, l’orientation de l’ensemble rotor + nacelle face au

vent de manière à maximiser la récupération d’énergie et réduire les efforts instationnaires sur

l’installation. Pour mener à bien ces différentes tâches, le contrôleur utilise les données fournies par un

anémomètre (vitesse du vent) et une girouette (direction du vent), habituellement situés à l’arrière de la

nacelle. Enfin, le contrôleur assure également la gestion des différentes pannes éventuelles pouvant

survenir.

E. Le dispositif d’orientation de la nacelle :

Il permet la rotation de la nacelle à l’extrémité supérieure de la tour, autour de l’axe vertical.

L’orientation est généralement assurée par des moteurs électriques, par l’intermédiaire d’une couronne

dentée. De nombreuses éoliennes comportent un système de blocage mécanique de la position de la

nacelle suivant une orientation donnée : cela évite de solliciter constamment les moteurs et permet

aussi de bloquer l’éolienne durant les opérations de maintenance. Le dispositif d’orientation comprend

un compteur de tours, de manière à éviter de tordre inconsidérément le câble acheminant l’énergie

électrique provenant de la génératrice jusqu’au pied de la tour. Au bout d’un certain nombre de tours

de la nacelle, celle-ci est alors manœuvrée en sens inverse à l’aide des moteurs d’orientation pour

dévriller le câble. On trouve aussi divers dispositifs de refroidissement par ventilateurs, radiateurs

d’eau ou d’huile et un groupe hydraulique.

II.6.3.La tour

Son rôle est d’une part de supporter l’ensemble rotor + nacelle pour éviter que les pales ne

touchent le sol, mais aussi de placer le rotor à une hauteur suffisante, de manière à sortir autant que

possible le rotor du gradient de vent qui existe à proximité du sol, améliorant ainsi la captation de

l’énergie. Trois grands types de tour peuvent se rencontrer :

1) mât haubané :



34

Il est simple de construction mais s’adresse essentiellement aux machines de faible puissance. Une

intervention au niveau de la nacelle nécessite en général de coucher le mât. Il présente toutefois

l’avantage de pouvoir soustraire l’éolienne à des conditions météorologiques extrêmes (forte tempête,

cyclone).L’emprise au sol du haubanage peut devenir un obstacle à son utilisation.

2) tour en treillis :

Son avantage essentiel est sa simplicité de construction, qui la rend attractive pour les pays en voie de

développement. Pour des machines de grande taille, son aspect inesthétique devient un handicap

certain.

3) tour tubulaire :

Bien que de construction plus complexe, elle a la faveur des constructeurs car elle permet d’abriter

certains dispositifs de régulation ou de commande et apporte une protection évidente aux personnels

chargés de la maintenance qui doivent grimper jusqu’à la nacelle (installation aisée d’une échelle voire

d’un ascenseur intérieur). Son aspect esthétique est de plus un atout pour l’intégration visuelle

harmonieuse de l’éolienne.

Pour les petites éoliennes, la solution la moins coûteuse est un tuyau en sections qui se trouve

amplement haubané. La dimension du tuyau d’acier est surtout fonction du poids de l’éolienne, car ce

sont les haubans qui assurent la stabilité de l’ensemble. Plus il y a de haubans et de structure porteuse,

plus le bruit est élevé dans les grands vents. Les tours en treillis sont les moins chères, mais souvent

mal acceptées. La dernière alternative, la tour tubulaire est beaucoup plus élégant, (aucun hauban n’est

alors nécessaire) mais le prix d’une telle tour peut atteindre trois ou quatre fois celui d’un pylône

haubané. La solidité de la fondation deviendra un élément important. C’est la solution pour les grandes

éoliennes.

Remarque : la fondation

Avec ses 400 tonnes de ciment et de fer d’armature, c’est un élément important d’une grande éolienne.

La forme est ronde ou carrée mais peut aussi être en étoile pour réduire l’usage du ciment.

II.7.PRINCIPES DE FONCTIONNEMENT

Le rotor d’une éolienne fonctionne suivant le même principe que toute autre hélice. Les

développements qui vont suivre s’attacheront à préciser les aspects, notations ou notions propres à

l’univers de l’éolien.

II.7.1.Fonctionnement aéromoteur

Les modes de fonctionnement d’une hélice peuvent être représentés de la façon suivante (figure

II.9) : Un élément de pale, situé à un rayon r, est soumis à un flux local de vitesse relativeW

. Celui-ci



35

engendre un moment M et une force résultante P

. Cette force peut se décomposer en une force de

tractionT

, suivant l’axe de l’hélice, et une force dans le plan rotor F

, responsable d’un couple C = Fr.

Le domaine A correspond à celui d’une hélice tractrice où l’énergie est fournie au fluide par l’élément

de pale (avion). Lorsque la résultante P

se situe dans le domaine C, c’est le fluide qui fournit de

l’énergie à la pale : on se trouve alors dans le cas d’un fonctionnement aéromoteur caractéristique des

éoliennes.

Figure II.9.Comportement d’une pale dans un flux

II.7.1.1.Formule de Betz Lorsque l’hélice est aéromotrice, le flux est ralenti au passage du disque rotor (figure II.10) :

V0 > V1 > V2

(1)

V0 vitesse axiale initiale du vent

S0 surface à l’entrée du tube de

courant

V1 vitesse du vent dans le plan

du rotor

S1 surface du rotor

V2 vitesse du vent à l’aval du

rotor



36

Figure II.10.Représentation du tube de courant

En appliquant la théorie de Froude (et les hypothèses associées), on obtient :

Pour la puissance absorbée par le rotor :

)²( 2011 VVVSP

(2)

Avec ρ (kg.m-3) masse volumique de l’air.

Pour la variation de l’énergie cinétique par seconde de la masse d’air :

cE = ²)²(2

12011 VVVS

(3)

P= cE donne :

220

1

VVV

et l’expression de P correspondante.

(4)

L’étude de la variation de la puissance en fonction de la vitesse à l’aval, 2dV

dP, fournit une seule racine

ayant un sens physique : 3

02

VV , correspondant au maximum de puissance. En définissant le

coefficient de puissance CP=3

012

1VS

P

, on aboutit à la limite de Betz, première personne ayant

développé la théorie globale du moteur éolien à axe horizontal :

593.027

16

MAXPC

Qui caractérise la limite maximale de l’énergie, due à la masse d’air amont, susceptible d’être captée par une éolienne.

(5)

Ce coefficient de puissance permet de classer les différents types d’éoliennes suivant leur nature

(figure II.11).



37

Figure II.11.Classement des types d’éolienne

Il est donc à noter que les meilleures machines à axe horizontal, bipale ou tripale, se situe à 60-65 % de

la limite de Betz : on ne récupère donc globalement que 40 % de l’énergie due au vent.

II.7.1.2.Modélisation du sillage

La manière la plus simple de modéliser une hélice est de la considérer comme un disque rotor :

cela permet de réaliser des approches rapides mais, bien sûr, inexactes. De nombreux modèles

analytiques, numériques, avec des corrections empiriques ou semi empiriques ont été développés, que

ce soit pour les hélices, les rotors d’hélicoptère ou les éoliennes. La méthode la plus répandue se base

sur la théorie tourbillonnaire développée par Glauert à laquelle s’ajoutent des corrections telles que

celles de Prandtl. Un tourbillon (figure II.12) résulte de la compensation naturelle provoquée par la

discontinuité de vitesse entre l’intrados et l’extrados d’un profil. On peut alors calculer des circulations

puis des vitesses induites qui modifient les caractéristiques locales du vent vu par le profil.

Figure II.12.Création de tourbillon

Le tourbillon d’extrémité de pale est très important. C’est un effet 3D qui est responsable de la chute

de portance en extrémité. Dans son ensemble, le sillage comporte des phénomènes de convection,

d’expansion et de déviation ainsi que des interactions de pales avec les tourbillons émis auparavant. Il

est donc très complexe de le modéliser complètement. Le plus simple est de considérer un sillage dit «



38

prescrit » où la géométrie de l’ensemble est figée sur les premiers tours (figure II.13). Enfin, certains

développements utilisent maintenant un sillage dit libre.

Figure II.13.Modèle de sillage en trois domaines

II.7.3.Aéroélasticité

II.7.3.1.Sollicitations

Une éolienne est une machine permettant la transformation de l’énergie cinétique du vent en

énergie mécanique par conversion d’efforts d’origine aérodynamique en couple moteur. Cependant, les

efforts aérodynamiques ne sont pas les seuls efforts à s’exercer sur une éolienne lors de son

fonctionnement. Il faut également considérer les efforts d’origine inertielle (gravité, force centrifuge,

efforts gyroscopiques) et les efforts d’origine élastique (déformations des pales). La prise en compte

des interactions mutuelles de ces efforts — aérodynamiques, inertiels et élastiques — constitue

l’étude aéroélastique d’une éolienne.

II.7.3.1.1.Modélisation

L’ensemble d’une éolienne, pales, moyeu, arbres, multiplicateurs, génératrice, tour, peut être

représenté comme illustré sur la figure II.14. L’étude de certains sous-ensembles de ce modèle (ligne

d’arbres, tour) n’est pas spécifique au cas des éoliennes et ne sera donc pas abordée ici. On se

consacrera plus particulièrement au comportement des pales et aux sollicitations qu’elles transmettent

au moyeu puis à l’ensemble de la machine.



39

Figure II.14. Modélisation d’une éolienne

La figure II.15 présente les angles et repères caractéristiques d’une éolienne.

Figure II.15.Angles caractéristiques

a) Modes de pale

L’étude dynamique de structures élancées et souples telles que les pales fait généralement appel à des

résolutions basées sur l’utilisation de modèles de type éléments finis. Ces derniers permettent une

description détaillée du mouvement des pales en prenant en considération un nombre élevé de modes,

éventuellement couplés, de la structure.

Une modélisation simplifiée est ici utilisée, faisant l’hypothèse que seuls les premiers modes de

flexion (battement, traînée) encastrés d’une pale sont retenus (figure II.16). De plus, un tel mode d’une

pale réelle est approximé par le mode de corps rigide d’une pale articulée par l’intermédiaire d’un

ressort (figure II.17). On considère également que la masse de la pale équivalente est uniformément

répartie en envergure.



40

Figure II.16. Exemple de deux premiers modes encastrés

Figure II.17.Premier mode de flexion

b) Equations du mouvement d’une pale

Trois mouvements distincts sont à considérer dans le cas d’une pale d’éolienne : battement, traînée et

torsion. En dehors de l’influence des efforts aérodynamiques, la figure II.18 présente les sollicitations

auxquelles est soumis un élément d’une pale articulée en battement. Si l’on considère la réduction des

moments au niveau de l’articulation et en faisant l’hypothèse que l’angle de battement reste petit, on

obtient l’expression suivante qui décrit le mouvement de battement de la pale :

Figure II.18.Mouvement de battement

0]cos²

1²[ 1

bI

KG

(6)

Avec,

)1(2

31

b

pp

I

rgMG

β angle de battement Ω vitesse de rotation Ψ azimut Kβ raideur de l’articulation de battement

Voir figure II.15



41

Ib moment d’inertie en battement g accélération due à la pesanteur Mp masse d’une pale rg rayon de centre de gravité de la pale εβ excentricité de l’articulation de battement De la même manière (figure II.19), on obtient l’équation du mouvement de la traînée :

Figure II.19.Mouvement de traînée

0sin2]cos²[ 2 GI

KG

b

(7)

Avec

)1(2

32

Kδ raideur de l’articulation de traînée

εδ excentricité de l’articulation de traînée (ramenée au rayon R de la pale)

Enfin, l’équation du mouvement en torsion (figure II.20) s’écrit :

0]²[

tI

K

(8)

Avec θ angle de torsion Kθ raideur de l’articulation de torsion It moment d’inertie en torsion



42

En observant les termes de ces différentes équations, on peut faire les remarques suivantes :

En l’absence d’excentricité, de gravité et de ressort d’articulation, la pale est animée d’un

mouvement de battement dont la vitesse est égale à la vitesse de rotation de l’éolienne ;

L’effet de l’excentricité conduit à une fréquence de battement supérieure à la fréquence de rotation.

Par contre, en présence d’une excentricité, la fréquence de traînée est inférieure à la fréquence de

rotation ;

La présence du ressort augmente la fréquence du mouvement (battement, traînée, torsion).

On constate ainsi qu’en jouant sur quelques paramètres simples (excentricités, raideurs), il est possible

de positionner les fréquences des premiers modes de la pale par rapport à la vitesse de rotation. Cela

est particulièrement intéressant pour éviter des phénomènes de résonance avec certains modes du reste

de la machine (tour, multiplicateur...).

II.8.IMPACTS DIVERS

L’implantation d’une éolienne et, a fortiori, d’une ferme éolienne doit prendre en compte des

critères très différents : environnementaux, économiques, politiques, sociologiques... Pour obtenir

l’autorisation d’implantation d’éoliennes en France, il est obligatoire de procéder à une étude d’impact

environnemental, à la fois pour mesurer les problèmes éventuels et assurer une certaine transparence et

communication avec la population et les organismes locaux.

• Interférence électromagnétique :

La réflexion des signaux sur les pales du rotor, structure tournante, peut provoquer d’éventuelles

interférences sur les systèmes de télécommunication, TV, radars... Une concertation avec les

organismes militaires et civils concernés est donc requise.

• Impact visuel :

L’influence sur le paysage doit être consciencieusement étudiée et présentée pour éviter de mener à

l’annulation d’un projet. Même si certaines populations sont plutôt volontaires pour l’arrivée d’une

technologie propre, il ne faut pas provoquer une situation de rejet. Des études sur l’éblouissement ou,

principalement, l’ombre provoquée par la présence d’une machine sur les habitations peuvent être

conduites. Des images de synthèse sont élaborées pour montrer l’impact visuel. Dans la plus grande

Figure II.20.Mouvement de torsion



43

majorité des cas, les enquêtes réalisées montrent une réelle acceptation des populations voisines ou

visitant un site éolien.

• Faune :

De nombreuses études ont été menées, dans les pays fortement développés en matière d’énergie

éolienne, suite à des mouvements de protestation. Le fonctionnement propre de l’aérogénérateur n’est

pas à mettre en cause. Les oiseaux réagissent très bien et les risques de collision sont très faibles. La

faune est généralement plus dérangée par l’activité humaine, surtout liée à la construction du site. En

phase d’exploitation, la faune s’adapte et reprend son mode de vie (cas des ours par exemple).

• Bruit :

C’est un critère souvent évoqué, mais qui ne trouve plus de fondement réel. Les nouvelles machines

ont fortement évolué. Les bruits mécaniques ou aérodynamiques ont été réduits par l’utilisation de

nouveaux profils, extrémités de pale, mécanismes de transmission etc. et ne sont plus une gêne, même

proche des machines (50-60 dB équivalent à une conversation). Une distance d’environ huit fois le

diamètre permet de ne plus distinguer aucun bruit lié à cette activité (< 40 dB). De plus, il faut

souligner que le bruit naturel du vent, pour des vitesses supérieures à 8 m/s, a tendance à masquer le

bruit rayonné par l’éolienne.

II.9.INTERETS

Deux faits essentiels dominent le problème de l’utilisation de l’énergie du vent: d’une part, la grande

dilution de cette énergie dans l’espace et, d’autre part, son irrégularité à la fois considérable et

imprévisible. La séduisante gratuité de cette énergie donne toute son importance à l’économie de

construction.

En production d’électricité, le générateur éolien peut fonctionner isolément ou en parallèle avec une

autre source d’énergie électrique, qui doit d’ailleurs être pratiquement beaucoup plus puissante que lui.

Dans ces deux cas, les considérations économiques seront différentes. Le générateur isolé est, le plus

souvent, de puissance assez faible (jusqu’à 10 ou 20 kW), le prix de revient de l’énergie produite,

quoique important, peut être relativement secondaire par rapport aux possibilités de disposer de cette

énergie. Dans ce cas, le groupe éolien est très voisin, du point de vue conception, de l’éolienne

entraînant une pompe centrifuge et les organes de stockage jouent un rôle très important.

Pour un fonctionnement en parallèle avec d’autres sources d’énergie électrique, les puissances sont

beaucoup plus importantes (100 kW et plus) ; le prix de revient minimal du kilowattheure produit est

l’objectif qui imposera le dimensionnement, le choix et la disposition des différents composants. Dans

ce cas, et pour des éoliennes à axe horizontal, il est intéressant de donner des ordres de grandeur

relatifs à chacun des principaux composants :

Une fraction importante de la construction reste constante quelle que soit la vitesse du vent et, d’autre

part, les vents à prendre en considération pour les calculs des efforts sont les vents maximaux et non

les vents moyens.

Il semble que, compte tenu des conditions actuelles de production d’énergie électrique par les autres

sources d’énergie, seuls les sites donnant des vents annuels d’au moins 8 m/s soient susceptibles

d’accueillir des générateurs éoliens suffisamment rentables.



44

Tableau II.2.Résumé des principales tendances en Europe

Élément Part du prix total (en %)

Éolienne 71

Supportage, fondation 14

Montage 8

Terrain 7

D’après le tableau précédent, on voit que le capteur représente environ la moitié du coût de l’ensemble,

d’où l’intérêt de le simplifier le plus possible, ce qui, par ailleurs, en augmente la fiabilité. C’est

l’intérêt actuel en particulier des machines type Darrieus pour les panémones.

En ce qui concerne les générateurs isolés, le problème du stockage de l’énergie électrique joue un rôle

très grand dans les considérations économiques. Le dispositif de stockage et de retransformation

éventuelle de l’énergie stockée en courant directement utilisable peut atteindre, voire dépasser, le coût

du reste de l’installation. Il est bien certain alors que, si de nouvelles possibilités étaient au point

(l’hydrogène, en particulier), l’énergie éolienne pourrait avoir un développement important dans les

lieux isolés où la fourniture d’énergie électrique est élevée par suite en particulier de l’éloignement du

réseau de distribution.

Exemple : sur un site isolé, un aérogénérateur de 5 m de diamètre et d’une puissance de 6 kW par vent

moyen de 6,5 m/s peut produire 30 kWh par jour. Son prix est d’environ 15 245 €. Le coût du

kilowattheure se situe entre 0,12 et 0.16 € et est souvent nettement moins élevé que celui sur le réseau

qui est entaché par la distance.

Le facteur d’échelle est très favorable, spécialement pour les grands aérogénérateurs de 300 à 500 kW.

Le coût de l’investissement se situe de 366 à 549 € par mètre carré de surface balayée par le rotor ou

est de 1 067 € le kilowatt installé, en comptant sur un amortissement du capital à 5 %, la durée de vie

de l’installation étant estimée à 20 ans. Le kilowattheure se situe alors entre 0,04 et 0,08 € mais est

encore supérieur à celui produit par les grandes sources classiques : charbon, gaz ou nucléaire.

L’énergie éolienne, tirée directement du vent, est d’abord une énergie d’utilisation individuelle, sur site

isolé, mais, depuis quelques années, des considérations écologiques font qu’elle se développe dans des

pays venteux pauvres en énergie classique. Le groupement d’un certain nombre de machines (de 10 à

50) assure une production nationale non négligeable (quelques pour-cent), à un coût qui se rapproche

de celui du réseau électrique classique.

II.10.AVANTAGES ET INCONVENIENTS

La production d’énergie électrique à l’aide d’éoliennes fait appel à des compétences poussées dans des

domaines multiples et variés : aérodynamique, mécanique, résistance des matériaux, génie électrique et

électronique, BTP, réglementation, auxquels s’ajoutent bien évidemment les aspects

environnementaux.



45

Si l’implantation d’une machine isolée de faible puissance est relativement aisée, en revanche la

réalisation d’une ferme éolienne de grande puissance, sur terre ou mieux encore en offshore, est un

véritable défi technologique et humain. Toutefois, le développement d’outils informatiques, aptes à

traiter chacune des étapes nécessaires à l’aboutissement d’un projet de grande envergure et à permettre

d’exploiter au mieux les possibilités d’un gisement de vent, permet d’envisager sereinement une part

de plus en plus conséquente de ce type d’énergie dans la production mondiale d’électricité.

Tableau II.3.Avantages et inconvénients

AVANTAGES INCONVENIENTS Rapidité d’installation Investissement élevé

Puissance beaucoup plus élevée que le solaire Pas de rentabilité pour un site relié au réseau

Energie respectueuse de l’environnement Risques causés par vents forts Autonomie énergétique, bon complément à d’autres sources (diesel, solaire)

Surveillance technique

Chapitre III : Système aérogénérateurs


46

Chapitre III.

Systèmes Aérogénérateurs

III.1.PRINCIPE DE CONVERSION DE L’ENERGIE

Différents types de machines électriques peuvent être utilisés pour la génération de puissance

éolienne. Des facteurs techniques et économiques fixent le type de machine pour chaque application.

La génératrice peut être liée directement ou indirectement au réseau. Les générateurs

habituellement rencontrés dans les éoliennes sont présentés dans ce qui suit. Avec une éolienne, deux

possibilités s'offrent au particulier concernant la production d'électricité :

La connexion au réseau électrique et donc la revente de son électricité ou bien le recours à un système

autonome pour utiliser directement l'énergie produite.

III.1.1.Mode autonome

Figure III.1. Aérogénérateur fonctionne en mode autonome

Les éoliennes non raccordées au réseau, fonctionnent en mode autonome et alimentent des charges

isolées avec éventuellement un ou plusieurs groupes électrogènes en appui. Pour cette configuration, le

recours à un système de stockage présente un intérêt significatif en cas d'absence de groupes

électrogènes, notamment en cas de vent faible. Le recours à des batteries est utile pour le stockage

d'énergie à long terme. D'autres systèmes de stockage sont envisagés comme le stockage inertiel à

court terme. Le stockage inertiel évite alors l'utilisation de batteries qui présentent un caractère

polluant pour l'environnement. L'énergie se présente sous forme d'énergie cinétique, stockée dans un

volant d'inertie. La génératrice utilisée peut être une machine synchrone à aimants permanents ou une

machine asynchrone à cage munie de capacités indispensables pour son excitation.

III.1.2.Mode connectée au réseau

Les Aérogénérateurs connectées au réseau peuvent être aussi classées selon leur vitesse de rotation.

Celles-ci peuvent être fixes ou variables.

III.1.2.1.Vitesse fixe

Lorsque l'éolienne est connectée au réseau, la vitesse de rotation de la génératrice doit rester

pratiquement constante de façon à ce que la génératrice reste proche de la vitesse de synchronisme,

principal critère pour un fonctionnement stable de la génératrice. La fréquence du réseau impose la

vitesse de rotation de la machine. Le générateur à vitesse fixe, en liaison directe avec le réseau, est



47

nécessairement muni d'un multiplicateur de vitesses. L'éolienne tourne à une vitesse de rotation donnée

pour une plage restreinte de vitesses de vent, ces applications sont donc limitées. Deux génératrices

asynchrones sont souvent utilisées dans ce type d’aérogénérateur. Un générateur dimensionné pour des

faibles puissances correspondant à des vitesses de vent faibles et un générateur dimensionné pour des

fortes puissances correspondant à des vitesses de vent plus élevées.

III.1.2.1.1.Machine Asynchrone à Cage

Les machines asynchrone à cage sont les plus simples à fabriquer et les moins coûteuses. Elles

sont aussi les moins exigeantes en termes d’entretien et présentent un taux de défaillance très peu

élevé, elles ont l’avantage d’être standardisées, fabriquées en grande quantité et dans une très grande

échelle des puissances. Elles sont aussi connues par leur sécurité de fonctionnement, l’absence de

balais-collecteurs ou de contacts glissant sur des bagues. Grâce à ces avantages, les générateurs

asynchrones sont les plus populaires dans l'industrie des générateurs éoliens à vitesse fixe. Environ de

85% de ces applications (à vitesse fixe) sont donc à connexion directe sur le réseau électrique. Ces

machines peuvent être facilement utilisables dans le petit éolien car la vitesse de rotation des pales est

importante et l’entraînement direct possible. Mais dans les aérogénérateurs de dimensions

conséquentes (grande puissance et rayon de pales important), la vitesse de rotation est peu élevée. Or,

il n’est pas envisageable de concevoir une génératrice asynchrone lente avec un rendement correct. Il

est donc nécessaire d’insérer entre la turbine et la machine asynchrone un multiplicateur mécanique de

vitesse.

Le problème majeur de ces solutions est la complexité du montage qui augmente la masse

embarquée. De plus, les variations du couple mécanique sont fréquentes puisque le système

d'orientation des pales est souvent en action pour pallier les variations de vitesse de vent. Ces

variations de couple produisent de brusques variations du courant débité sur le réseau entraînant ainsi

des perturbations. La machine consomme de la puissance réactive pour magnétiser son rotor et

détériore ainsi son facteur de puissance. Pour contrer cette imperfection, on utilise des condensateurs

que l’on introduit en parallèle au dispositif comme le montre la figure ci-dessous suivante. Ils

deviennent alors la seule source de puissance réactive.

Figure III.2.Connexion directe au réseau de l'éolienne basée sur la MAS

Pour connecter l'éolienne au réseau dans cette configuration, on procède en deux temps : le

premier temps consiste à connecter les enroulements statoriques au réseau par l'intermédiaire de

résistances afin de limiter les courants statoriques transitoires. Pendant cette phase, les pales de

l'éolienne sont orientées de façon à ce que le couple fourni soit nul. Après quelques secondes, les

résistances sont éliminées (elles sont court-circuitées) puis le système de régulation oriente les pales

pour accroître la puissance. Pour améliorer le rendement du dispositif précédent, certains constructeurs

utilisent un système à base de machine asynchrone à double stator.



48

III.1.2.1.2.Machine Asynchrone à Double Stator

La machine asynchrone à double stator se compose d’un stator portant deux enroulements triphasés

décalés d’un angle électrique de 300, et d’un rotor à cage d’écureuil. L’un des enroulements est

directement connecté au réseau et constitue le principal support de transmission de l’énergie générée

de forte puissance et de petit nombre de paires de pôles pour les vitesses de vent les plus élevées; un

second enroulement appelé enroulement d’excitation de faible puissance à grand nombre de paires de

pôles pour les vitesses les plus faibles. Cette topologie possède deux points de fonctionnement. Les

perturbations sonores de la machine pour des vents faibles sont diminuées du fait que l’orientation des

pales est amoindrie. L’enroulement d’excitation a donc une masse de cuivre ce qui rend la conception

de la machine particulière et augmente le coût et le diamètre de façon non négligeable, ce qui

représente une augmentation du poids et de l’encombrement de l'ensemble.

Figure III.3.Connexion au réseau de l'éolienne avec la machine asynchrone à double stator

III.1.2.2.Vitesse Variable

Pour optimiser la puissance débitée en fonction du vent, il est souhaitable de pouvoir régler la

vitesse de rotation de l'éolienne. L'idée est de réaliser un générateur à fréquence fixe et vitesse

variable. Le générateur à vitesse variable permet de fonctionner pour une large gamme de vents donc

de récupérer un maximum de puissance tout en réduisant les nuisances sonores lors d'un

fonctionnement à faible vitesse de vent. En vitesse variable, on régule le système de façon à ce que

pour chaque vitesse de vent, l'éolienne fonctionne à puissance maximale. C'est ce qu'on appelle le

Maximum Power Point Tracking. La puissance maximale est atteinte pour une vitesse de rotation de la

turbine donnée par la caractéristique de l'éolienne P (Ω).

Figure III.4. Puissance récupérée en fonction de la vitesse de la turbine



49

III.1.2.2.1.Système Aérogénérateur utilisant une Génératrice Synchrone

L’avantage du générateur synchrone est l’absence de courant réactif de magnétisation. Le

champ magnétique peut être obtenu par des aimants ou par un bobinage d’excitation conventionnel. Si

l’on utilise une machine synchrone usuelle, le rotor est censé tourner à la même vitesse que le stator.

L’alternateur étant connecté au réseau, la vitesse de rotation doit être un multiple des pulsations de

courants statoriques. Si le générateur possède un nombre suffisant de pôles, il peut être utilisé pour les

applications d’entraînement direct qui ne nécessitent pas de boite de vitesses. L’adaptation de cette

machine à un système éolien pose des problèmes pour maintenir la vitesse de rotation de l’éolienne

strictement fixe et pour synchroniser la machine avec le réseau lors des phases de connexion. Pour ces

raisons, on place systématiquement une interface électronique de puissance entre le stator de la

machine et le réseau ce qui permet d’autoriser un fonctionnement à vitesse variable dans une large

plage de variation.

Figure III.5. Eolienne à génératrice synchrone

Dans le rotor d'une éolienne à génératrice synchrone, on installe normalement des

électroaimants alimentés par un courant continu. Comme le réseau électrique fournit du courant

alternatif, il faut le convertir en courant continu avant qu'il soit envoyé aux bobines roulées autour des

électroaimants du rotor. Les électroaimants du rotor sont branchés au courant au moyen de balais et de

bagues collectrices fixées à l'arbre de la génératrice. Deux types de génératrices sont utilisés, à

bobinage inducteur ou à aimants permanents.

1. Générateur Synchrone à Rotor Bobiné

La connexion directe au réseau de puissance implique que le générateur synchrone tourne à

vitesse constante, laquelle est fixée par la fréquence du réseau et le nombre de pôles de la machine.

L’excitation est fournie par le système de bagues et balais ou par un système "Brushless" avec un

redresseur tournant. La mise en œuvre d’un convertisseur dans un système multipolaire sans

engrenages permet un entraînement direct à vitesse variable. Toutefois, cette solution implique

l’utilisation d’un générateur surdimensionné et d’un convertisseur de puissance dimensionné pour la

puissance totale du système.

2. Générateur Synchrone à Aimants Permanents, (GSAP)

Aujourd’hui la plupart des machines synchrones utilisées dans les petites éoliennes sont des

machines synchrones à aimants permanents par rapport à la machine à excitation. La caractéristique

d’auto excitation du GSAP lui permet de fonctionner avec un facteur de puissance élevé et un bon



50

rendement avec un coût réduit. Cependant, dans les applications de plus grande puissance, les aimants

et le convertisseur (lequel doit faire transiter toute la puissance générée), en font le moins compétitif.

a) Machines Synchrones à Fux Radial

La machine synchrone à aimants permanents et à entrefer axial dite "discoïde" peut être constituée,

dans sa structure élémentaire (étage), soit d’un disque rotorique entouré par deux disques statoriques,

soit de deux disques rotoriques entourant le disque statorique.

b) Machines Synchrones à Flux axial

Un disque rotorique est constitué d’un circuit magnétique torique portant les aimants

permanents sur une ou deux faces. Le disque statorique est constitué d’un circuit magnétique torique à

section rectangulaire portant les bobinages statoriques. Ces derniers peuvent être enroulés autour du

tore statorique, ou encore, ils peuvent être logés dans des encoches disposées radialement tout au long

de l’entrefer. Cette structure axiale permet de réaliser une machine modulaire en disposant plusieurs

étages les uns à côté des autres et en les connectant en parallèle.

Figure III.6. Machines synchrones à aimant permanent à flux axial

c) Machine Synchrone à Aimant Permanent à Flux Transversal

Cette topologie est une technologie nouvelle et intéressante. Ses principaux atouts sont : un très

grand couple massique et la possibilité d’avoir un grand nombre de pôles (avantageux pour

l’entrainement direct). Cependant, ces avantages sont contrebalancés par une grande complexité de

conception et une réactance synchrone importante qui dégrade le facteur de puissance. La commande

de cette machine pose quelques difficultés cause de la forme de l’induction non sinusoïdale dans

l’entrefer et aux fortes saturations locales.

Figure III.7. Machines synchrones à aimants permanents à flux transversal

d) Machine à Reluctance Variable



51

C’est à partir des années 1970 que la MRV prend son essor grâce à l’apparition d’une

électronique de commande performante. La MRV a une structure saillante au rotor et au stator avec un

stator actif où sont situés les bobinages et un rotor massif. Le rotor massif distingue la MRV des

machines synchrones et asynchrones. La MRV présente l’avantage d’une grande simplicité de

construction mécanique, d’un faible coût, d’une bonne robustesse et d’un couple massique élevé. Les

machines à réluctance variable sont actuellement dédiées aux applications éoliennes. Elles possèdent

des caractéristiques intéressantes pour les basses vitesses de rotation. On notera que malgré son

potentiel, la MRV n’a pas encore trouvé son application dans l’éolienne. On distingue plusieurs types

de MRV.

MRV pure : Elle est utilisée dans l’industrie pour les systèmes d’alterno-démarreur, dans les

véhicules hybrides ou les avions mais aussi pour les systèmes de génération d’électricité dans

l’aérospatial.

MRV Vernier : Différemment à la MRV précédente, elle est alimentée par des courants

sinusoïdaux, et excitée au rotor et au stator d’où on peut insérer des convertisseurs électroniques.

La vitesse de rotation est inversement proportionnelle au nombre des dents du rotor.

MRV hybride : Cette machine met en œuvre des aimants surfaciques et exploite l’effet Vernier

avec une alimentation sinusoïdale. Le grand nombre de dents rend cette structure intéressante pour

les forts couples. Cette machine utilise des aimants à terre rare spéciaux afin d’éviter leur

démagnétisation.

MRV à flux axial : Cette machine a été appliquée à la propulsion marine au début des années

1970.

III.2.STRUCTURES DES AEROGENERATEURS BASEE SUR LA MACHINE SYNCHRONE

Plusieurs structures sont possibles pour la machine synchrone :

Un redresseur à diodes, associé ou non à un convertisseur DC/DC, peut être utilisé (figure III.8). Cette

solution est avantageuse sur le plan économique mais la qualité des courants de la génératrice est

moins bonne qu’avec une redresseur MLI; de plus, le nombre de degrés de liberté sur l’ensemble de la

machine de conversion est plus faible (trois contre quatre).

Figure III.8. Machine synchrone liée au réseau par un ensemble redresseur à diode, convertisseur et

onduleur MLI

La machine synchrone avec deux convertisseurs à MLI. Cette structure, permet donc de faire

fonctionner à vitesse variable et donc de maximiser la puissance (figure III.9).



52

Figure III.9. Machine synchrone avec deux convertisseurs MLI en cascade.

L'approche utilisée actuellement consiste à mettre en place une topologie utilisant des

convertisseurs (back-to-back) de plusieurs modules connectés en parallèle (Figure III.10). Cette

disposition permet un fonctionnement en mode dégradé en assurant ainsi la production de la puissance

même dans le cas d’une défaillance de l’un des modules.

Figure III.10. MS à aimants permanents utilisant plusieurs modules de convertisseurs statiques à deux

niveaux en parallèle.

Afin d’augmenter la densité de puissance, ABB a développé le convertisseur PCS6000 pour

cette technologie d’éolienne. Ce convertisseur (back-to-back), qui repose sur une architecture multi-

niveaux NPC, est dédié aux applications de moyenne tension (définies par 1- 5 kV) et d’une gamme de

puissance qui arrive jusqu’à 8 MW. Le rendement de ce convertisseur a atteint les 98% grâce aux

composants IGCT utilisés qui sont conçus spécialement pour réduire les pertes de puissance par

commutation. Un autre convertisseur (back-to-back) multi-niveaux NPC « MV7000 » est

commercialisé par la société « Converteam ». Celui-ci est conçu à base d’IGBT et sa gamme de

puissances est similaire à celle du convertisseur PCS6000 fabriqué par ABB.

III.3. STRUCTURES DES AEROGENERATEURS BASEE SUR LA MACHINE

ASYNCHRONE

III.3.1. Générateur Asynchrone à Cage d’Ecureuil

C’est le rotor qui distingue la génératrice asynchrone de la génératrice synchrone. La

génératrice asynchrone à cage n'est en fait que très rarement utilisée, sauf dans l'industrie éolienne. Le

générateur à induction est largement utilisé dans les turbines éoliennes de moyenne et grande

puissance en raison de sa robustesse, sa simplicité mécanique et son coût réduit. Il est très fiable et

relativement peu onéreuse par rapport à d'autres types de génératrices. La demande de puissance



53

réactive est compensée par la connexion d’un groupe de condensateurs en parallèle avec le générateur,

ou par la mise en œuvre d’un convertisseur statique de puissance.

Figure III.11. Machine asynchrone à cage d’écureuil

La stabilité du système est effective lorsque la vitesse de rotation reste proche du synchronisme, c'est-

à-dire g≈0. Cette topologie est très simple et ne demande pas beaucoup d’entretien mais consomme de

l’énergie réactive et de ce fait le facteur de puissance est altéré.

III.3.2. Générateur Asynchrone à Rotor bobiné

Trois enroulements sont logés dans les encoches d’un cylindre ferromagnétique feuilleté

constituant le rotor. Celui-ci présente le même nombre de pôles que le stator. Ces enroulements

rotoriques sont reliés à trois bornes par l'intermédiaire de bagues, solidaires du rotor, et de balais

frottant sur ces bagues. Le rotor bobiné doit être fermé sur lui-même directement (mis en court-circuit)

ou par l'intermédiaire de résistances.

Figure III.12. Machine asynchrone à Rotor bobiné

L’excitation est fournie par le système de bagues et balais ou par un système sans balais avec un

redresseur tournant. La mise en œuvre d’un convertisseur dans un système multipolaire sans

engrenages permet un entraînement direct à vitesse variable. On utilise un dispositif d’électronique de

puissance pour adapter la fréquence variable de la machine asynchrone à la fréquence du réseau. Les

enroulements du stator sont connectés aux convertisseurs de puissance. Les deux convertisseurs, par le

biais du bus continu permettent de découpler la fréquence du réseau de la fréquence du stator de la

machine asynchrone.

La configuration présentée dans la figure (III.13) est composée d’une machine asynchrone, d’un

multiplicateur, un redresseur et un onduleur inséré entre le stator de la machine et le réseau. Ceci

augmente considérablement le coût et les pertes qui peuvent avoir une valeur de 3% de la puissance

nominale de la machine. Puisque le redresseur est unidirectionnel, pour la magnétisation de la

machine, on a besoin des condensateurs en parallèle au stator.



54

Figure III.13. Connexion indirecte d’une machine asynchrone sur le réseau

Cette configuration permet un fonctionnement de l’éolienne à une vitesse variable du vent, et la

commande MLI vectorielle de l’onduleur adapte la fréquence de la puissance fournie de la machine à

la fréquence du réseau en présence de n’importe quelle vitesse du rotor. Avec cette configuration, la

puissance nominale de la génératrice détermine la puissance maximale de l’éolienne. Toutefois, le

redresseur peut être remplacé par un onduleur, ce qui permet le transfert de la puissance réactive dans

les deux sens (Figure III.14) et ainsi fournir la puissance réactive à la machine asynchrone et éviter les

condensateurs du montage précédent. Une autre structure consiste à utiliser un variateur de fréquence,

mais cette solution est globalement coûteuse (variateur de fréquence dimensionné pour la puissance

transitoire, et multiplicateur de vitesse) et donc très rarement exploitée

Figure III.14. Générateur asynchrone connectée au réseau par l’intermédiaire de deux onduleurs

III.3.3. Système Utilisant la Génératrice Asynchrone à Double Alimentation (GADA)

De nos jours, la machine asynchrone à double alimentation (GADA) est la machine à vitesse

variable la plus couramment utilisée dans des unités de production supérieure à 1MW grâce à ses

caractéristiques. La machine asynchrone à double alimentation (GADA) à rotor bobiné présente un

stator triphasé identique à celui des machines asynchrones classiques et un rotor différent des autres

machines, les enroulements du rotor sont couplés en étoile et les extrémités sont connectées à des

bagues conductrices. Des balais viennent frotter les bagues lorsque la machine fonctionne. Les

enroulements du stator sont directement connectés au réseau alors que les enroulements du rotor

passent par les convertisseurs de puissance bidirectionnels pour assurer la variation du glissement cette

topologie est, actuellement, le meilleur choix des fabricants dans la plupart des projets de centrale

éolienne pour de nombreuse raisons comme la réduction des efforts sur les parties mécaniques, la

réduction du bruit et la possibilité du contrôle des puissances actives et de cette façon, de découpler la

commande des puissances active et réactive, ainsi la possibilité de se magnétiser à partir du rotor sans

prélever au réseau la puissance réactive nécessaire. Il est aussi capable d’échanger de la puissance



55

réactive avec le réseau pour assurer la commande de tension. Il vient du fait que c’est le seul schéma

dans lequel la puissance générée peut être supérieure à la puissance nominale de la machine utilisée.

La GADA offre la possibilité de fonctionner dans les quatre quadrants. C'est-à-dire que ce n’est

plus la vitesse de rotation qui définit le mode de fonctionnement en moteur ou en générateur. Lorsque

la GADA fonctionne en génératrice, mode hypo-synchrone une partie de la puissance transitant par le

stator est réabsorbée par le rotor. En mode hyper synchrone, la totalité de la puissance mécanique

fournie à la machine est transmise au réseau aux pertes près. Une partie de cette puissance

correspondant à g.Pmec est transmise par l’intermédiaire du rotor. Grâce à la production ou

l’absorption de la puissance réactive du rotor, la GADA à la possibilité d’assurer le fonctionnement à

facteur de puissance unitaire.

Figure III.15. Aérogénérateur utilisant la MADA.

Une des configurations (figure III.15) en forte croissance dans le marché des turbines éoliennes est

connue sous le nom de générateur asynchrone doublement alimenté (DFIG) dont le stator est relié

directement au réseau de puissance et dont le rotor est connecté à un convertisseur de type source de

tension en (back-to-back), qui fait office de variateur de fréquence. La double alimentation fait

référence à la tension du stator prélevée au réseau et à la tension du rotor fournie par le convertisseur.

Ce système permet un fonctionnement à vitesse variable sur une plage spécifique de fonctionnement.

Le convertisseur compense la différence des fréquences mécanique et électrique par l’injection d’un

courant à fréquence variable au rotor.

III.3.3.1.Machine Asynchrone à Double Alimentation à Energie Rotorique Dissipée

La figure III.16 montre la technologie qui permet une variation limitée de la vitesse à environ 10%

autour de celle de synchronisme par le changement de la résistance rotorique. Outre la plage de

variation de vitesse limitée, l’inconvénient de cette solution est la dissipation de la puissance rotorique

dans les éléments résistifs.

Figure III.16. GADA avec contrôle du glissement par l’énergie dissipée



56

III.3.3.2. GADA -Structure de Kramer

Pour augmenter le rendement de la structure du système précédent, cette structure (Figure

III.17) consiste à utiliser un pont à diodes et un pont à thyristors. Les tensions entre bagues sont

redressées par le pont à diodes. L’onduleur à thyristors applique à ce redresseur une tension qui varie

par action sur l’angle d’amorçage des thyristors. Ce dispositif permet de faire varier la plage de

conduction des diodes, de rendre variable la puissance extraite du circuit rotorique et donc le

glissement de la génératrice asynchrone. Mais l’inconvénient de cette structure est que l’alimentation

ne permet pas l’asservissement électrique de la vitesse de la machine. De plus, l’onduleur triphasé

utilisé pour cette structure injecte des courants harmoniques basses fréquences d’amplitude importante.

Figure III.17. GADA structure Kramer

III.3.3.3. MADA Structure de Scherbius avec Cyclo-convertisseur

Afin d'autoriser un flux d'énergie bidirectionnel entre le rotor et le réseau, cette topologie

consiste a remplacée l’association redresseur-onduleur par un cyclo-convertisseur. La plage de

variation de vitesse est doublée par rapport à la structure de la Kramer.

Figure III.18. Structure de Scherbius avec cyclo-convertisseur

Cette structure est aussi connue sous la dénomination (topologie statique Scherbius). Formellement, le

principe de Scherbius est basé sur l’utilisation de machines tournantes au lieu des convertisseurs de

puissance.

III.3.3.4. GADA – Structure de Scherbius avec Convertisseurs MLI

Cette structure consiste à utiliser deux ponts triphasés d’IGBT commandables par modulation de

largeur d’impulsion. Ce choix permet d’agir sur deux degrés de liberté pour chaque convertisseur ; un

contrôle du flux et de la vitesse de rotation de la génératrice asynchrone du côté de la machine et un



57

contrôle des puissances active et réactive transitées du côté du réseau. Il est à noter cependant que le

fonctionnement en MLI de l’onduleur du côté réseau permet un prélèvement des courants de meilleure

qualité.

Figure III.19. Structure de Scherbius avec convertisseurs MLI

III.3.3.5. GADA Alimenté par Deux Convertisseurs Indépendants :

On peut également disposer les convertisseurs à la fois au rotor et au stator Ce type

d’alimentation peut prendre différentes formes :

A. Deux cyclo-convertisseurs

Figure III.20. Schéma synoptique pour l’alimentation par deux cyclo-convertisseurs

Ce montage présente un fonctionnement dans les quatre quadrants en précisant le fonctionnement hypo

et hyper-synchrone. Il adopte le contrôle vectoriel pour la commande. Ses objectifs consistent à

minimiser les harmoniques du couple en agissant sur la fréquence du stator et à assurer un

synchronisme des champs tournants en contrôlant les phases des tensions statoriques et rotoriques. Il

centre son intérêt aux échanges énergétiques entre les enroulements rotoriques et statoriques dans

l’entrefer.

B. Deux onduleurs alimentés par leurs propres redresseurs

Figure III.21. Alimentation de la GADA par deux onduleurs avec deux bus continus indépendants.



58

Dans cette structure, la MADA offre quatre degrés de liberté : le flux, le couple, la fréquence et le

facteur de puissance et procède à un contrôle indirect du flux d’entrefer en introduisant un courant

magnétisant.

III.3.3.6.Deux onduleurs alimentés en parallèle par un redresseur

Figure III.22. Alimentation de la MADA avec deux onduleurs et un bus continu commun.

III.3.3.7. GADA en Utilisant Plusieurs Modules de Convertisseurs Statiques à Deux Niveaux en

Parallèle.

Figure III.23. GADA en utilisant plusieurs modules de convertisseurs statiques à deux niveaux en

parallèle.

III.3.3.8. GADA en Utilisant un Convertisseur NPC Multiniveaux.

Figure III.24. GADA en utilisant un convertisseur NPC multiniveaux.



59

III.3.3.9. Machine Asynchrone à double alimentation en cascade

Figure III.25. Principe de fonctionnement de deux machines asynchrones en cascade.

La structure en cascade (Figure III.25) peut être considérée comme la première réalisation

pratique d’une machine tournante sans balais doublement alimentée. Grâce à l’ensemble

convertisseur/machine-2 on peut maîtriser le courant du rotor 1, et ainsi, on peut fonctionner à

fréquence et amplitude constante même si la vitesse du rotor est loin du synchronisme. La puissance à

travers l’ensemble convertisseur/machine-2 est proportionnelle au glissement du Rotor1.

III.3.3.10. Machine en Cascade Avec une Carcasse Unique et un Rotor à Cage D’écureuil

En partant du concept initial, on peut essayer d’optimiser des aspects tels que l’encombrement,

la robustesse, etc. Les deux stators peuvent être inclus dans la même carcasse et le rotor peut adopter

une structure à cage (Figure III.26). Les barres rotoriques sont croisées entre les deux machines. La

modélisation et la commande de cette machine ne présente pas de problèmes particulier : il y a deux

machines indépendantes couplées au niveau des courants du rotor. On peut continuer avec

l’optimisation si l’on intègre les deux bobinages des deux stators dans le même circuit magnétique.

Figure III.26. Machine en cascade avec une carcasse unique et un rotor à cage d’écureuil croisé.

III.3.3.11.Génératrice Asynchrone à Double Alimentation en Cascade avec l’une de Deux Machines

à Double Etoile

Une autre solution a pour but d’améliorer le rendement du dispositif précédent, certains constructeurs

utilisent un système en cascade où l’une des deux machines asynchrones est à double étoile (stator), et,

où les deux étoiles sont décalées de 30° entre elles. (Figure III.27).



60

Figure III.27. Système éolien basé sur le couplage en cascade de deux MADA, l’une à une étoile et la

seconde à double étoile

L'inconvénient principal du raccordement indirect au réseau est son coût. Car pour un

raccordement indirect au réseau, l'éolienne a besoin d'un rectificateur et de deux inverseurs, un pour

contrôler le courant du stator, et un autre pour produire le courant de sortie. Actuellement, le prix de

l'électronique de puissance a un coût élevé.

III.4.MODE DE FONCTIONNEMENT DE LA MADA

La machine asynchrone classique fonctionne en moteur en dessous de la vitesse de synchronisme

et ne peut fonctionner en génératrice qu’au-dessus de celle-ci. Par contre, la MADA offre la possibilité

de fonctionner dans les quatre quadrants (Figure III.28). C'est-à-dire que ce n’est plus la vitesse de

rotation qui définit le mode de fonctionnement en moteur ou en générateur.

Figure III.28. Modes de fonctionnement de la MADA.

Fonctionnement moteur hypo-synchrone (g>0)

Le fonctionnement en mode hypo-synchrone du moteur est réalisé lorsqu’il s’agit d’une plage de

réglage de vitesse s’étendant de la vitesse de synchronisme Ω à une vitesse plus faible Ω . La

puissance est fournie par le réseau au stator ; la vitesse de rotation est inférieure au synchronisme, la

puissance de glissement est renvoyée sur le réseau via les convertisseurs connectés au rotor (Fig.

I.14.a).



61

Fonctionnement moteur hyper-synchrone (g<0)

Le fonctionnement en mode hyper-synchrone du moteur est réalisé lorsque la vitesse de la

machine peut varier au-delà de la vitesse de synchronisme. Dans ce mode de fonctionnement une

partie de la puissance fournie par le réseau va au rotor via les convertisseurs statiques est convertie en

puissance mécanique (Fig. I.14.b).

Fonctionnement générateur hypo-synchrone (g>0)

Dans ce mode de fonctionnement la puissance est fournie par le dispositif d’entrainement, dans

notre cas la turbine éolienne ; une partie de la puissance transitant par le stator est réabsorbée par le

rotor (Fig. I.14.c).

Fonctionnement générateur hyper-synchrone (g<0)

Dans ce mode de fonctionnement, la totalité de la puissance mécanique fournie à la machine par

la turbine éolienne est transmise au réseau aux pertes prés. Une partie de cette puissance correspondant

à . é est transmise par l’intermédiaire du rotor (Fig. I.14.d).

Le tableau (I.3) résume les différents modes et régimes de fonctionnement de la MADA dans les

quatre quadrants. Le signe (+) attribué à une telle puissance signifie que celle-ci est fournie par la

MADA, alors que le signe moins (-) est attribué dans le cas où la puissance est fournie de l’extérieure à

la MADA.

III.5. CONNEXION DE PARCS EOLIENS AU RESEAU : FERMES «ONSHORE /OFFSHORE »

La puissance des éoliennes tend vers 5 MW, ce qui semble constituer une limite de faisabilité. Ainsi, la

réalisation de fermes de plusieurs centaines de MW nécessite la mise en parallèle de plusieurs unités.

Là encore, les architectures de regroupement (en clusters) des aérogénérateurs au sein d’un parc éolien

et les techniques de connexion au réseau sont diversifiées : regroupement en étoile (star cluster) ou en

chaîne (string cluster). La différence majeure entre ces deux types de regroupement est liée à la

disponibilité de l’énergie des générateurs, moins bonne pour un cluster en chaîne dans lequel le câble

de raccordement est commun à l’ensemble du cluster. En contre -partie, chaque cluster en étoile

nécessite une plate-forme.

Les architectures de raccordement à vitesse fixe (figure III.25 : AC1, AC3) ou variable (AC2, AC4)

sont assez proches. Le dimensionnement des câbles et des transformateurs diffère selon l’architecture

et la puissance des générateurs. Par exemple, pour une architecture en étoile, on peut éviter l’utilisation

de transformateurs si les tensions des générateurs sont suffisamment élevées (AC3, AC4).

Tableau III.1. Modes opérationnels de la MADA

Modes

Moteur > 0 Générateur < 0

Rég

imes

= −( + ) Hypo-synchrone

< 0 > 0

> 0 < 0

= −( + ) Hyper-synchrone

< 0 < 0

> 0 > 0



62

Sur les liaisons en alternatif, en particulier si la puissance de la ferme devient non négligeable par

rapport à la puissance du réseau, on intercale souvent des équipements type UPFC (Unified Power

Flow Controller) chargés de limiter les variations de puissance et de stabiliser l’ensemble en dépit des

variations de vent (AC4).

Les liaisons réseaux s’effectuent classiquement en alternatif pour des questions de coût, en

particulier dans les parcs terrestres (onshore) ou les parcs offshore proches du rivage. Pour les parcs

éloignés du rivage, les liaisons continues à haute tension HVDC (High Voltage Direct Current)

deviennent intéressantes (DC 1, 2, 3,4), cela d’autant plus que la puissance de la ferme augmente vis-à-

vis de la puissance de court-circuit du réseau. En effet, les liaisons sous-marines à courant alternatif

sont limitées à quelques dizaines de kilomètres en raison des échauffements dus aux courants

capacitifs. Pour les systèmes à vitesse variable, le nombre de convertisseurs AC-DC et DC-AC peut

varier selon que l’on connecte un convertisseur par générateur (AC2, AC4, DC1) ou un convertisseur

par cluster (DC2, DC3), voire un seul convertisseur pour le parc complet (DC4). Dans le premier cas,

la vitesse de chaque turbine peut être individuellement asservie en fonction du vent. Dans le second et

troisième cas, on agit indirectement sur l’ensemble du cluster ou de la ferme, ce qui nécessite que les

conditions de vent soient homogènes, ce qui est fréquent en mer.

Figure III.29. Exemples d’architectures de connexion des parcs éoliens au réseau



63

III.6.SYNTHESE

Une synthèse de différente solution électrotechnique de conversion de l’´énergie éolienne en

énergie électrique est présentée dans ce chapitre. Nous avons présenté les deux technologies

d’éoliennes à savoir les éoliennes à vitesse fixe et celles à vitesse variable. Les éoliennes à vitesse fixe

permettent peu de réglage et fonctionnent comme des générateurs passifs. Les éoliennes à vitesse

variable offrent plus de possibilités de réglage, mais ont un coût plus élevé. Plusieurs types de chaînes

de conversion d’´énergie sont abordés. La solution qui utilise la machine asynchrone à double

alimentation, dont le stator est relié directement au réseau de puissance et dont le rotor est connecté à

travers un convertisseur de puissance est la plus utilisée.

Chapitre IV : modélisation de l’aérogénérateur


64

Chapitre IV :

Modélisation de l’aérogénérateur

IV.1.INTRODUCTION

Le système de conversion de l’énergie éolienne (Figure IV.1) est un système complexe à cause de la

multiplicité des domaines existants, à savoir, le domaine aérodynamique, mécanique, électrique et les

facteurs déterminant la puissance mécanique, comme la vitesse du vent, la dimension et la forme de la

turbine. Un modèle dynamique rassemblant tous ces paramètres est nécessaire pour comprendre le

comportement de la turbine, et le recours à la modélisation est devenu une nécessité pour contrôler ces

performances et satisfaire les caractéristiques opérationnelles voulues. L’énergie en provenance du

vent traverse la turbine éolienne qui est un élément d’interface entre le domaine de la mécanique des

fluides et de la mécanique traditionnelle.

La turbine est accouplée à la génératrice et permet la transformation d’énergie mécanique en énergie

électrique. Les composants électriques tels que les convertisseurs statiques et l’élément de filtrage

disposés en aval de la génératrice, ont un rôle d’adaptation active des caractéristiques de l’énergie

électrique, ont un rôle d’adaptation active des caractéristiques de l’énergie électrique entre la

génératrice et la charge finale.

La partie mécanique de la turbine qui sera étudiée comprend trois pales orientables et de longueur R.

elles sont fixées sur un arbre d’entraînement tournant à une vitesse Ω qui est relié à un multiplicateur

de gain G. ce multiplicateur entraîne une génératrice électrique.

Figure IV.1. Exemple d’une chaîne de conversion d’énergie éolienne.

Remarque : dans ce chapitre, on vas utiliser le logéciel Matlab/Simulink pour simuler le

comportement de la chaine de conversion éolienne basé sur la génératrice synchrone à aimant

permanent.

IV.2.MODELE DE LA TURBINE

Considérons une turbine éolienne munie de pales de longueur R entrainant une génératrice à travers un

multiplicateur de vitesse de G (Figure IV.2).



65

Figure IV.2. Turbine éolienne.

IV.2.1. Modèle des pales

La puissance cinétique du vent est donnée par.

P_v=(ρ.S.V^3)/2 (IV.1)

La turbine permet de convertir l’énergie aérodynamique du vent en énergie mécanique. Son couple

aérodynamique C_aéro est donné par l’expression suivante :

C_aéro=1/(2Ω_t ) C_p (λ,β)ρSV^3 (IV.2)

La puissance aérodynamique apparaissant au niveau du rotor de la turbine s’écrit comme suit :

P_aéro=Cp (λ,β) P_v=C_p (λ,β) (ρSV^3)/2 (IV.3)

Ω_t : est la vitesse de la turbine

ρ : est la densité de l’air, ρ =1.22kg/m3.

S : est l’aire balayée par la turbine, S=π.R^2 .

V : est la vitesse du vent (m/s).

C_p : est le coefficient qui caractérise le rendement aérodynamique de la turbine (Figure. IV.3). Il

dépend des caractéristiques de la turbine (les dimensions de la pale, le ratio de la vitesse λ et l’angle

d’orientation de la pale β).

Le ratio de vitesse est défini comme le rapport entre la vitesse de la turbine et la vitesse du vent, son

expression est donnée comme suit :

V

R t (IV.4)

Pour une éolienne de 7.5Kw, l’expression du coefficient de puissance est donnée par:

65

432

1 exp, CC

CCC

CfCii

p

(IV.5)

Avec :



66

1

035.0

08.0

113

i

; (IV.6)

;0068.06

,215

,54

,4.03

,1162

,5176.01

CCCCCC

Figure IV.3. Coefficient aérodynamique en fonction du ratio de vitesse de la turbine

Figure IV.4. Schema bloc du modèle des pales

IV.2.2.Courbe caractéristique du coefficient du couple

Les performances de la turbine éolienne à vitesses variables et à réglage par orientation des palles, sont

déterminées par les caractéristiques des courbes reliant le coefficient de puissance, la vitesse spécifique

et l’angle de calage. Ces courbes peuvent être obtenues à partir de relevés réels réalisés sur différentes

catégories d’éoliennes, ou des formules non linéaires. Des approximations numériques ont été

développées dans la littérature pour calculer le coefficient Cp, et différentes expressions ont été

roposées. Nous présentons ci-dessous un tableau les expressions les plus utilisées dans les articles

scientifiques et les ouvrages.

IV.3. MODELE DU MULTIPLICATEUR DE VITESSE

Le multiplicateur de vitesse, qui est disposé entre la turbine éolienne et la génératrice, a pour but

d’adapter la vitesse de la turbine Ω, assez lente, à celle que nécessite la génératrice Ω . il est

modélisé par les deux équations suivantes :

Ω =

Ω (IV.7)

C =

Cé (IV.8)



67

Tableau IV.1 Différentes expressions du coefficient Cp.

Types de Cp Formes

Exponentielle

Sinusuidale

Polynomiale

IV.4. MODELE DE L’ARBRE MECANIQUE

L’arbre est composé d’une masse correspondant à l’inertie du rotor de la turbine supportant les pales,

le moyeu, et une petite inertie représentant le rotor de la génératrice. Dans le modèle mécanique

proposé, l’inertie totale est celle de la génératrice et l’inertie de la turbine ramenée au rotor de

la génératrice.

Figure IV.5. Modèle mécanique simplifié de la turbine

(IV.9)

Le modele complet de la turbine est ilustré par la figure V.6



68

Figure IV.6. Modèle complet de la turbine

IV.5. MODELE DU VENT

Le vent est la raison d’être des aérogénérateurs. L’énergie cinétique contenue dans le vent est

transformée en partie en énergie mécanique par la turbine, puis en énergie électrique par le générateur.

C’est donc une variable importante à modéliser car la précision des simulations dépendra de la qualité

de son modèle. Le choix géographique d'un site éolien est primordial dans un projet de production

d'énergie. Les caractéristiques du vent vont déterminer la quantité de l'énergie qui pourra être

effectivement extraite du gisement éolien. De nombreux travaux sur la modélisation du vent ont été

réalisés. L’un des principes retenu consiste à générer l’allure temporelle du vent à partir d’un bruit

blanc sur lequel on applique une fonction de transfert à déterminer.

Les paramètres de cette fonction de transfert dépendent de grandeurs caractéristiques du site et de la

nature du vent. Donc la vitesse du vent va être décomposée en deux composantes:

v(t)= vo + vT(t) (IV.10) Une composante turbulente du vent vT(t) est un processus aléatoire stationnaire (ne varie pas avec

la vitesse moyenne du vent).

Une composante lente vmoy ; c'est la moyenne de la vitesse du vent variant régulièrement sur de

plus longues périodes dans un site donné.

Alors la vitesse du vent sera modélisée sous forme déterministe par une somme de plusieurs

harmoniques sous la forme: V(t) = 7,5+0.7 [3sin0.09t+0.7sin0.42t+18sin0.01t+sin0.038t].

La Figure (Figure IV.7) Représente le vent simulé avec une vitesse moyenne de 7,5 m/s.

Figure IV.7. Simulation du profil de la vitesse du vent.



69

IV.6. LA VITESSE SPECIFIQUE OU NORMALISEE

On définit la vitesse spécifique ou normalisée λ comme étant le rapport de la vitesse linéaire en bout de

pales de la turbine ῼt et Rt sur la vitesse instantanée de vent V (Figure IV.8) et donnée par

l’expression suivante.

(IV.11)

Figure IV.8. Vitesse de vent V et vitesse tangentielle de l’aubage ῼt. Rt

IV.7.STRATEGIES DE COMMANDE DE LA TURBINE EOLIENNE

Les stratégies de commande des systèmes éoliens de moyennes et grands puissances vitesses

variables et à régulation de puissance « Pitch » utilisées notamment pour les aérogénérateurs Vestas et

Gamesa de dernière génération sont basées sur les données aérodynamiques de la turbine. La

caractéristique Puissance-Vitesse d’une éolienne (figure IV.9) peut se décomposer en quatre zones.

Figure IV.9. Caractéristique Puissance-Vitesse typique d’une éolienne à grande puissance

La zone 1, zone de démarrage de la machine ou la vitesse du vent est inférieure à la

vitesse de démarrage VD de l’éolienne. Dans ce cas, la turbine ne fonctionne pas et ne produit pas

d’énergie (=0) ;

La zone 2, dans laquelle la puissance fournie sur l’arbre dépend de la vitesse du vent V ;

La zone 3, ou généralement la vitesse de rotation est maintenue constante par un

dispositif de régulation et ou la puissance fournie reste sensiblement égale à ;



70

La zone 4, dans laquelle le système de sûreté du fonctionnement arrête la rotation et le

transfert de l’énergie, lorsque la vitesse du vent dépasse la vitesse maximale admissible par

l’éolienne VM. Il faut donc limiter la puissance captée par l’aérogénérateur lorsque le vent devient

trop important.

Par sécurité, si la vitesse du vent devient trop importante et risque d’endommager l’éolienne, l’angle

de calage des pales se fixe à 90°. C’est la mise en drapeau qui met fin au fonctionnement de l’éolienne

jusqu’à ce que la vitesse du vent devienne moins importante, En pratique, le passage de la zone 2 à la

zone 4 est un peu particulier. En effet, la vitesse de rotation est contrôlée par le couple

électromagnétique Cem en zone 2 et, en zone 4, c’est la puissance qui doit être contrôlée par le

dispositif d’orientation des pales.

Le système d’orientation des pales a une dynamique bien plus lente que la dynamique électrique de la

machine. Ainsi la lenteur de la régulation de l’angle de calage peut entrainer un dépassement de la

vitesse de rotation limite lors d’une rafale se produisant pendant un fonctionnement entre les zones 2 et

4. Il est, dans ce cas, intéressant de concevoir une procédure permettant d’anticiper l’action du

dispositif d’orientation en réglant le couple électromagnétique de manière à contrôler la vitesse de

rotation, dans cette zone 3 intermédiaire. La caractéristique équivalente mesurée sur l’éolienne de

Schelle de 1.5 MW est représentée sur la figure (Fig. IV.10).

Figure IV.10. Caractéristique Puissance-Vitesse d’une éolienne de 1.5 MW

IV.8.MODELE DE LA GSAP

Le modèle mathématique de la machine synchrone à aimants permanents obéit à certaines hypothèses

essentielles simplificatrices :

1. L’absence de saturation dans le circuit magnétique.

2. La distribution sinusoïdale de le FMM crée par les enroulements du stator.

3. L’hystérésis est négligée avec les courants de Foucault et l’effet de peau.

4. L’effet d’encochage est négligeable.

5. La résistance des enroulements ne varie pas avec la température.



71

IV.8.1.Mise en équations

a) Equations des tensions

(IV.12)

b) Equations des flux

(IV.13)

Si en remplace les fux par leurs expression dans le système d’équation (IV.12) en obtient :

(IV.14)

c) Equation de couple

(IV.15)

d) Equation mécanique

(IV.16)

IV.8.2. Modélisation de la génératrice à vide

Les courants sont nuls, alors :

(IV.17)

Les expression des tension et le couple devients :

(IV.18)

IV.8.2.1. Résultats de simulation du GSAP à vide

On fait lancer la génératrice à l’aide d’un couple moteur égale à 6.28Nm pour une durée de 0.01s, puis,

on la laisse tourner librement. Etant donné que le frottement considéré dans ce cas est nul, on constate

d’après la figure (Figure IV.11) que la vitesse est stabilisée à une valeur de 78.5 rad/s, et les tensions

de phases sont parfaitement sinusoïdales avec une crête de 55V et une fréquence de 50Hz.



72

Figure IV.11. Résultats de simulation de la génératrice à aimants permanents à vide

IV.8.3. Modélisation de la génératrice en charge

La génératrice alimente une charge électrique (Rch-Lch). Pour avoir les tensions et les courants

résultats de l’application de cette charge sur la génératrice, on applique d’une part, les équations

données par (IV.14), et d’autre part, l’application des tensions Ud et Uq sur la charge donne :

(IV.18)

En introduisant la transformée de LAPLACE dans les équations ci-dessus, elles deviennent :

(IV.19)

IV.8.4.Modélisation de l’onduleur de tension

Figure IV.12. onduleur à deux niveaux

L'onduleur est modélisé en associant à chaque bras une fonction logique de connexion Fi.



73

IV.8.4.1.Commande de l'onduleur par les techniques MLI

Les progrès technologique récents dans le domaine des dispositifs à semi- conducteurs, comme les

transistors de puissance et GTO ont ouvert un large domaine d'application des techniques de

modulation de largeur d'impulsion (MLI) dans le contrôle de la tension de sortie des convertisseurs

statique. L'emploi de cette technique est particulièrement intéressant dans le cas d'onduleur triphasé

associés à des machines à courant alternatif, rendant possible le contrôle en amplitude et en fréquence

des tension de sortie de l'onduleur. Pour cette étude nous intéressant a la technique de modulation de

large impulsion stratégie de commande triangulo-sinusuidale.

Principe de la stratégie de commande MLI triangulo-sinusuidale:

Dans cette stratégie les trois tensions de phase sont générées par la comparaison des trois tensions de

référence, qui correspondent aux tensions de sortie recherchée de fréquence f à un signale triangulaire

commun d'amplitude fixe et de fréquence nettement supérieur à f.

p ref1ipref1 V V si 0g ; V V si 1 iG

p ref2ipref2 V V si 0f ; V V si 1 iF

La tension de référence à pour équation :

3)1(2)2( sinV ref

itfr

r: taux de modulation qui est le rapport de l'amplitude de la modulante par celle de la porteuse:

mp

m

V

Vr

f

fm

p Indice de modulation :

La figure IV.13 représente le principe de la stratégie de commande MLI triangulo-sinusuidale pour

(Onduleur à deux Niveaux). Pour r=0.8 et différentes valeurs de m, on pressente :

Tensions de sortie Va.

Tensions de référence vref et la porteuse Vp .

Tension composée Uab.

Signal de commande.



74

Figure IV.13.Principe de la technique MLI triangulo- sinusoïdale

Pour (r=0.8 et m=21) Les tensions simple obtenus à la sortie de l’onduleur s’expriment comme suit :

(IV.20)

IV.8.5. Alimentation utilisant un redresseur et onduleur contrôlés par MLI

Pour cette structure, le redresseur à diode est remplacé par un convertisseur à modulation de largeur

d’impulsion à fréquence variable. La génératrice est alors parfaitement contrôlée, et il est possible

d’extraire un maximum de puissance de la turbine éolienne par le biais d’un contrôle du courant dans

la génératrice, pilotant ainsi le couple électromagnétique et/ou la vitesse de rotation. Un deuxième

convertisseur à MLI connecté au réseau est nécessaire pour générer des grandeurs à fréquence fixe sur

le réseau et contrôler les transits de puissance.

Le redresseur devant fournir sous la tension de batterie un courant variable en fonction de la charge, et

comme la tension de la batterie est susceptible de varier, celui-ci doit être contrôlable en courant. De

plus, le taux d’ondulation du courant fourni par le redresseur doit rester acceptable pour minimiser les

pertes dans la batterie. La batterie fonctionne dans ces conditions de telle sorte que son courant moyen

en régime établi est nul. Le premier critère de choix de la structure de redresseur se résume au fait que

l’on puisse agir sur la valeur moyenne du courant fourni et sur son taux d’ondulation. A ce critère, on

ajoute évidements les critères fondamentaux liés la compacité et la fiabilité,

A ce stade, nous envisageons quatre types de redresseurs qui sont les suivants :

1. Pont redresseur triphasé à thyristors.

2. Pont redresseur triphasé à diode muni d’un hacheur dévolteur.

3. Pont redresseur commandé à transistors IGBT à structure courant.

4. Pont redresseur commandé à transistors IGBT à structure tension.

IV.8.5.1.Modélisation du redresseur triphasé double alternance à diodes



75

Le redresseur est un convertisseur « alternatif/continu ». Une conversion d’énergie électrique permet

de disposer d’une source de courant à partir d’une source alternative, il est représenté par la figure (

IV.13.a).

Figure IV.13.a. Représentation du redresseur triphasé double alternance.

Ce redresseur comporte trois diodes (D1, D2, D3) à cathode comme assurant l’aller du courant Id et

trois diodes (D4, D5, D6) à anode comme assurant le retour du courant Id. le redresseur est alimenté

par un réseau triphasé équilibré de tension :

(IV.20.a)

Et si on néglige d’empiétement, la tension de sortie du redresseur sera définie comme suit :

(IV.20.b)

IV.8.5.2.Modélisation du filtre

Le filtre est constitué par une inductance Lf en série avec une résistance r et une capacité Cf permet

d'obtenir à l'entrée de l'onduleur une tension Udc sensiblement constante et d’absorber le courant

négatif restitué par la charge. L'inductance Lf permet de réduire les ondulations du courant id.

La fonction du transfert du filtre est donnée par :

(IV.20.c)

C’est un filtre de deuxième ordre avec une fréquence de coupure égale à :



76

Figure IV.13.b. Schéma bloc (Matlab/Simulink) du redresseur et du filtre.

Figure IV.14. Schéma bloc (Matlab/Simulink) de la génératrice à aimants permanents en charge.

Après avoir simulé le modèle de la génératrice synchrone à aimants permanents en charge, on a obtenu

les résultats présentés par la figure (Figure IV.14). Pour obtenir l’effet de la charge électrique sur le

comportement de la génératrice en fonction de la puissance mécanique fournie, deux couples moteurs

différents sont appliqués, on constate que la vitesse de la génératrice est faible et loin de celle de

synchronisme, ce qui traduit par des faibles fréquences de tension et courant. Ce-ci est expliqué par le

fait que le couple moteur appliqué est insuffissant. En diminuant le couple moteur de 6.28Nm à

4.2Nm, la vitesse mécanique varie de 277tr/min jusqu'à 185tr/min la tension et le courant diminuent

respectivement de 77.17V à 51.6V, et 1.54A à 1.03A. Il est clair donc, que la puissance électrique de

la charge est dirrectement liée à la puissance mécanique fournie.



77

Figure IV.15. Résultats de simulations de la génératrice synchrone à aimants permanents en

charge.



78

IV.9.SYSTEME DE CONTROLE DE L’AEROTURBINE

Le contrôle de l’aéroturbine est assuré par deux boucles de régulation, fortement liées :

1. Boucle de régulation de vitesse.

2. Boucle de régulation de puissance

La première boucle est la boucle principale dans la stratégie d’optimisation de la puissance ou la

vitesse de rotation est contrôles par le couple électromagnétique. Dans la stratégie de limitation de

puissance, les deux boucles de régulation interviennent. Quand la vitesse de vent est inférieure à la

vitesse nominale, l’angle de calage est maintenu constant à une valeur optimale βopt, tandis que la

vitesse de rotation est ajustée par la boucle de régulation de vitesse pour le maximum de la puissance

du vent. Lors d’une rafale de vent, la vitesse de rotation va augmenter et peut dépasser la vitesse

nominale à cause de la lenteur du système d’orientation des pales qui a une dynamique plus lente que

celle de la machine. Dans ce cas, la boucle de vitesse réagit en augmentant la puissance de référence de

la génératrice, et anticipe l’action du dispositif d’orientation des pales en réglant le couple

électromagnétique de manière à contrôler la vitesse de rotation dans la zone 3.

IV.9.1.Méthodes de recherche du point maximum de puissance

La caractéristique de la puissance optimale d’une éolienne est fortement non linéaire et en forme de «

cloche ». Pour chaque vitesse de vent, le système doit trouver la puissance maximale ce qui équivaut à

la recherche de la vitesse de rotation optimale. Le schéma de la figure (Fig. IV.9) illustre les courbes

caractéristiques de l’éolienne dans le plan puissance, vitesse de rotation de la turbine. Chaque courbe

en ligne correspond à une vitesse de vent V donnée. L’ensemble des sommets de ces caractéristiques,

qui sont les points optimaux recherchés, définit une courbe dite de puissance optimale définit par

l’équation:

(IV.21)

Un fonctionnement idéal du système éolien nécessite un suivi parfait de cette courbe. Pour s’approcher

de ce but, une commande spécifique connue sous la terminologie :

Maximum Power Point Tracking (MPPT) correspond à la zone 2 doit être utilisée. La stratégie de cette

commande consiste à contrôler le couple électromagnétique afin de régler la vitesse mécanique de

manière à maximiser la puissance électrique générée. On distingue deux approches possibles :

1. La première approche, la moins classique, considère que la caractéristique Cp=f(λ) n’est pas

connue.

2. La deuxième approche considère que la caractéristique Cp=f(λ) est connue. Il suffit de suivre la

courbe optimale de puissance pour que l’éolienne soit dans les conditions optimales.

IV.9.1.1.MPPT avec la connaissance de la courbe caractéristique de la turbine éolienne

Cette façon de procéder exige du constructeur de l’éolienne des essais de caractéristique (soufflerie) ou

des simulations du profil de pales. Une telle caractéristique permet de simplifier considérablement

l’algorithme de la recherche de puissance maximale et d’utiliser des convertisseurs plus classiques et

moins coûteux. Deux familles de structures de commande sont présentées dans cette approche:

A. Maximisation de la puissance avec asservissement de vitesse



79

La nature fluctuante du vent engendre des perturbations dans le système de conversion éolien, et crée

des variations continues de puissance. De cet effet, il est supposé que le couple électromagnétique

développé par la machine est égal à sa valeur de référence quel que soit la puissance générée.

B. Maximisation de la puissance sans asservissement de vitesse

Etant donné que la technique précédente de maximisation de puissance repose sur la connaissance

précise de la vitesse du vent, ce qui rend le réglage de la vitesse de rotation de la turbine relativement

difficile, et dégrade les puissances captées avec des mesures erronées de cette vitesse de vent. Le

recours au contrôle des éoliennes sans asservissement de vitesse est devenu une nécessité pour la

plupart des constructeurs. Cette méthode est basée sur l’hypothèse que la vitesse du vent, et par

conséquent la vitesse de rotation de la turbine, varient très peut en régime permanent. Ceci, nous

conduit à déduire que:

Le couple mécanique exercé sur l’arbre est considéré nul Cmec=0.

Le couple résistant dû aux frottements peut être négligé Cf≈0.

Pour que la puissance extraite soit maximale, on associe à la grandeur λ sa valeur λopt optimale

correspond au maximum du coefficient de puissance Cpmax. La valeur du couple électromagnétique

de référence est alors réglée à la valeur maximale de la manière suivante :

(IV.22)

En mettant

(IV.23)

L’algorithme MPPT contrôlé à l’aide de la vitesse de rotation mesurée dans l’étape K,détermine le

couple de référence dans l’étape K+1 de la façon montrée sur la figure (IV.16).

Figure IV.16. Couple de référence en fonction de la vitesse de rotation.

Le fonctionnement de la MPPT peut être expliqué sur la figure (IV.17) Supposons pour cela que la

vitesse du vent est de 10m/s et qu’initialement, le système est au point (ῼtur1, Ptu1). La MPPT calcule

alors la vitesse ῼtu2 à imposer à la génératrice correspondant à Ptu1. Le système se place alors au

point (ῼtur2, Ptu1). Une fois la vitesse de référence envoyée, le système va évoluer en Ptu2 et se

retrouver au point (ῼtur2, Ptu2). L’MPPT calcule à nouveau la vitesse ῼtu3 correspondant à Ptu2 et le

système se place alors au point (ῼtur3, Ptu2). Le système évolue donc vers le point de puissance

optimale quelle que soit la vitesse de vent.



80

Figure IV.17. Convergence vers le point optimal

La valeur optimale du ratio de vitesse λ_opt (à β constant et égal à 2°) permet d’obtenir la valeur

maximale du Cp_opt.

Figure IV.18. Coefficient de puissance en fonction de la vitesse spécifique pour un angle de calage

optimal (2°)

De la figure (IV.18), on déduit le coefficient de puissance optimale ainsi que la vitesse spécifique

optimale. = 9.81 _ = 0.35.

Le schéma bloc du modèle de la turbine est représenté sur la figure (IV.19) comme suit:



81

Figure IV.19. Schéma bloc (Matlab/Simulink) de la maximisation de puissance sans asservissement de

vitesse.

Le schéma global (Matlab/Simulink) de l’aérogénérateur basé sur la génératrice synchrone à aimant

permanent est illustré par la figure (IV.20).

Figure IV.20. Schéma bloc (Matlab/Simulink) de la chaine de conversion éolienne.



82

Les résultats de simulations sont obtenus pour une vitesse de vent moyenne de 10 m/s, et varier entre

10,5 et 13,5 m/s.

a) Profil de vent appliqué à la turbine

Figure IV.21. Profil de vent utilisé pour l’entrainement d’aérogénérateur

b) Puissance active et réactive

Les puissances (active et réactive) sont adaptées à la variation de la vitesse du vent et on constate que

la courbe de la puissance mécanique de la turbine est bien suivie par celle de la puissance électrique

produit par la GSAP.

Figure IV.22. Puissances active et réactive

c) Les tensions

Les tensions statoriques de la GSAP ont pris leurs formes sinusoïdales et sont aussi adaptées à la

variation de la vitesse du vent.

Figure IV.23. Allure des Tensions statoriques Vabc de la GSAP.

d) Tension redressé et filtré



83

Figure IV.24. Allure de Tension redressé et filtré

e) Tensions de sortie de l’onduleur

Il est clair que l’amplitude de la tension devient plus importante avec l’augmentation de la vitesse du

vent

Figure IV.25. Allure des Tensions de sortie de l’onduleur

f) Courants statoriques

Les courants statoriques, ont pris leurs formes sinusoïdales et sont aussi adaptés à la variation de la

vitesse du rotor. La fréquence rotorique dépend de la variation de rotation de l’éolienne.



84

Figure IV.26. Allure courants statoriques

A partir des figures précédents, on observe l’influence de la vitesse du vent, et par la suite son énergie

cinétique sur les amplitudes des courants et des tensions. Avec l’augmentation de la vitesse du vent, les

valeurs du courant et de la tension deviennent plus importantes, que ce soit du côté génératrice ou bien

du côté charge.

Bibliographie


85

Travaux Dirigés

Exercice 1 : Une bouilloire électrique possède une indication sur sa puissance consommée. Celle-ci est de P = 1 200 W. Cet appareil est utilisé pendant une durée Δt = 5 minutes 1. Rappeler la relation entre l’énergie consommée E, la puissance P et la durée de fonctionnement Δt. Indiquer les unités appropriées pour avoir une énergie E en Joule (J) 2. Exprimer Δt dans l’unité appropriée et déterminer l’énergie électrique consommée E en Joules (J) lors de l’utilisation de cet appareil. 3. On veut exprimer cette énergie E en kilowattheure (kWh), quelles conversions d’unités doit-on effectuer. Déterminer alors l’énergie consommée E en kWh par l’utilisation de cet appareil. 4. Le prix du kWh est de 0,10 €. Quel sera le coût engendré par cette utilisation ? 5. Cet appareil permet la conversion entre quelles formes d’énergie ?

Exercice 2 1. Quelle est la forme d’énergie captée par ces éoliennes ? S’agit-il d’une ressource renouvelable ? 2. Déterminer la puissance totale P restituée par ce parc en kW. 3. Déterminer l’énergie totale E restituée par ce parc et l‘exprimer en kWh. 4. Ce parc fournit 2% de l’énergie totale ET consommée Quelle est l’énergie totale ET consommée ? L’exprimer en kWh.

Exercice 3 Nous souhaitons dimensionner les pales d'une éolienne à vitesse fixe pour obtenir une puissance mécanique de 750 kW pour une vitesse de vent de 13,8 m/s. On considère un coefficient de puissance Cp égal à 0,2. Quel sera la longueur de notre pale ou le rayon de la surface balayée par la turbine ?

Exercice 4 Soit l'installation suivante :

Bibliographie


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La turbine de l'éolienne entraîne une génératrice asynchrone (MAS) à cage qui débite sur un réseau de distribution. Les données sont :

Densité de l'air : Rayon des pales : R = 45 m Coefficient du multiplicateur : k = 70 Nombre de paires de pôles de la MAS : p = 2 Fréquence du réseau : f = 50 Hz Calculer pour un glissement g de -1 % :

- La vitesse du rotor de la génératrice asynchrone en rad/s, et N en tr/min.

- La vitesse de l'arbre primaire de l'éolienne en rad/s et en tr/min. Exercice 5

L'énergie électrique que va fournir l'éolienne dépend de la puissance du vent qu'elle va récupérer. L'exercice va nous permettre de déterminer quelle quantité de vent la turbine va récupérer.

On modélise le passage du vent, dans le rotor de l'hélice par un tube de courant, avec , , les vitesses du vent avant les pales, aux pales, et après les pales. L'air est déterminé par sa masse

volumique en , la surface balayée par les pales est S en m².

1- Quelle est la puissance P absorbée par le rotor ?

2- Quelle est la variation d'énergie cinétique par seconde de la masse d'air ?

3- Que peut-on en déduire sur la relation entre V, , ?

4- Calculer alors la puissance maximale

5- En déduire le coefficient de puissance maximal pour une éolienne, que peut-on conclure?

Exercice 6 On donne quelques paramètres d'une éolienne de 300 kW:

Diamètre des pales : 28 m

Surface balayée par le rotor : 615 m²

Vitesse nominale du vent : 14 m/s

Vitesse nominale de rotation du rotor : 43 tr/min

Bibliographie


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Rapport du multiplicateur : 35

Vitesse nominale de la MAS : 1515 tr/min

Par ailleurs, la densité de l'air est de 1,225 .

1) - Quel pourcentage de l'énergie du vent récupère-t-on au point de fonctionnement nominal

2) - De quel type d'éolienne s'agit-il : éolienne lente ou éolienne rapide ?

3)- Quelle est la vitesse nominale N du rotor de la génératrice ?

Exercice 7 Montrer que le couple mécanique produit par la turbine peut s'exprimer par

Où est le coefficient de couple, R le rayon de la pale, v la vitesse du vent.

Exercice 8 L’hélice de l’éolienne effectue 24 tours par minute. 1. Calculer la fréquence f du mouvement en tour par seconde ainsi que sa période T sachant que

f=1/T. 2. Le passage d’une pale devant le poteau supportant l’éolienne génère un bruit. Sachant que

l’éolienne a trois pales, quelle est la fréquence en tour par seconde du bruit généré par le passage des pales devant le poteau ?

Exercice 9 Sur le lieu d’implantation de l’éolienne, une étude sur la vitesse du vent durant un mois a donné les résultats suivants :

Vitesse (m/s) [0-5] [5-10] [10-15] [15-20] [20-25] [25-30] Nombres de jours 2 10 6 5 5 2

1. En considérant que l’effectif de chaque classe est affecté au centre de la classe, déterminer la

vitesse moyenne vm du vent au cours du mois considéré et l’écart-type σ de la série. Les résultats seront arrondis au dixième. 2. D'après les données du constructeur, l’utilisation d’une éolienne est rentable si vm- σ et vm+ σ sont

compris entre 5 et 25 m/s. Est-ce le cas de l’éolienne étudiée dans cet exercice ? Justifier la réponse.

Exercice 10 (COURBE DE PUISSANCE) Le graphique ci-dessous représente la variation de la puissance d'une éolienne en fonction de la vitesse du vent. À partir de quelle vitesse du vent l'éolienne démarre-t-elle ? 2. Quelle est la puissance électrique atteinte par l'éolienne quand le vent souffle à 10 m/s ? 3. Quelle est la puissance maximale que peut fournir l'éolienne ? À partir de quelle vitesse du vent cette puissance maximale est-elle atteinte ? 4. Que signifie la partie horizontale de la courbe ?

Bibliographie


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5. La puissance électrique fournie est-elle proportionnelle à la vitesse du vent ? Justifier. 6. Comment expliquer que le graphique ne va pas au-delà d'une vitesse du vent de 25 m/s ? Que fait l'éolienne lorsque le vent atteint une telle vitesse ? 7. Quelle est environ la puissance électrique fournie quand le vent souffle à 25 km/h ?

Exercice 11 (PARC OFF-SHORE) Pour éviter un effet de mur quand on les observe depuis la côte, les éoliennes off-shore (en mer) sont installées en arc de cercle. Pour des raisons de sécurité, la zone délimitée en pointillés sur la carte ci-dessous est interdite à la navigation. Quelle est la superficie de la zone interdite à la circulation sur le plan ci-dessus ? On choisira une unité appropriée. Bien expliquer chaque étape de la démarche, même si elle n’aboutit pas complètement. Rédiger une phrase après chaque calcul intermédiaire.

Exercice 12 (INSTALLATIONS URBAINES) Une éolienne à axe vertical pourrait fournir en ville de l’électricité pour 3 ménages (Chauffage Electrique NON compris). 1. Recherche le nombre de ménages de la ville de Lille sur le site de l’INSEE*. 2. Combien d’éoliennes de ce type faudrait-il installer sur les toits des immeubles pour fournir de l’électricité (hors chauffage) à l’ensemble des ménages de la ville de Lille ? 3. Qu’en penses-tu ?

Bibliographie


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Exercice 12 (AIR BRASSÉ) Le schéma ci-dessous représente la colonne d’air brassée par une éolienne dans un temps donné (ici on a choisi pour l’exemple une seconde).

1. Calculer la distance d parcourue en une seconde par un vent faible dont la vitesse est de 18 km/h.

2. Calculer la surface balayée par une éolienne dont le rotor a un diamètre de 90 m.

3. Déduire des réponses précédentes le volume d’air brassé en une seconde par une éolienne dont le

rotor a un diamètre de 90 m quand le vent souffle à la vitesse de 18 km/h.

4. a. La densité de l’air est de 1,225 kg /m3 1. En déduire alors la masse d’air brassée en une seconde

par une éolienne dont le rotor a un diamètre de 90 m quand le vent souffle à la vitesse de 18 km/h.

4.b. En considérant que le poids d’un éléphant adulte est en moyenne de 6 tonnes, calculer le nombre

d’éléphants brassés en une seconde (!) par une éolienne dont le rotor a un diamètre de 90 m quand le

vent souffle à la vitesse de 18 km/h.

5. Reprendre les questions précédentes pour une éolienne géante 2 dont le rotor a un diamètre de 164

m (éolienne offshore) avec un vent fort de 45 km/h.

Exercice 13 Lorsqu’une éolienne atteint son plein régime, son rotor effectue 16 tours par minute. Si l’on considère une éolienne dont le rotor a un diamètre de 90 m, quelle est alors la vitesse en km/h à l’extrémité des pales ? 2. Quelle est en m² la superficie de la surface balayée par une éolienne dont le rotor a un diamètre de 90 m ? 3. On remplace le rotor d’un diamètre de 90 m par un rotor de diamètre 112 m. a. Par combien environ le diamètre est-il multiplié ? b. Quel pourcentage d’augmentation du diamètre cela représente-t-il à peu près ?

Bibliographie


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c. Par combien alors la surface balayée par les pales est-elle multipliée ? d. En déduire la surface balayée par une éolienne dont le rotor a un diamètre de 112 m. Comparer avec la surface d’un terrain de football de dimensions 125 m par 90 m. e. Quel est environ le pourcentage d’augmentation de la surface balayée par les pales quand on passe d’un rotor de diamètre 90 m à un rotor de diamètre 112 m ?

Corrigé des exercices

Sol (Exercice 1) :

1. Relation entre l’énergie consommée E, la puissance P et la durée de fonctionnement Δt.

E = P x Δt

Unités : E en Joules (J) P en Watt (W) Δt en seconde (s)

2. Δt = 5 min = 5 x 60 = 300 s

Soit E = 1200 x 300 = 360 000 J

3. Pour avoir E en kWh : La puissance P doit être convertie en kW : P = 1200 W = 1,200 kW

La durée Δt doit être convertie en heure : Δt = 5 min = 5/60 h D’où : E = 1,200 x 5/60 = 0,10 kWh 4. Coût de cette utilisation = 0,10 kWh x 0,10 € = 0,01 € soit 1 centime d’euro. 5. La bouilloire électrique permet de convertir l’énergie électrique en énergie thermique (Chaleur).

Sol (Exercice 2) :

1. C’est une énergie mécanique produite par le vent. C’est une énergie renouvelable, car inépuisable.

2. La puissance totale P (en kW) produite par ce parc éolien est : Chaque éolienne produit 600 000 W, soit 600 kW. Il y a 84 éoliennes dans ce parc, soit une puissance P de 84 x 600 = 50 400 kW. 3. L’énergie totale E (en kWh) produite est : E = P x Δt P = 50 400 kW et Δt = 5 000 h Soit E = 50 400 x 5 000 = 252 000 000 kWh ou 252 millions de kWh. 4. L’énergie totale ET consommée au Maroc est : E = 2% x ET = 2/100 x ET alors ET = 100 x E/2 = 50 x 252 000 000 = 12 600 000 000 kWh.

Sol (Exercice 3) :

A partir de la formule du cours du coefficient de puissance Cp :

Bibliographie


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Avec : P = 750.10 3 W V =13,8 m/s Cp = 0,2

Sol (Exercice 4) :

Sol (Exercice 5) :

1)- P = S ( - )

2)- De : P = soit :

Par simplification:

Alors :

3)-

La vitesse V2 pour laquelle, la puissance est maximale, correspond à V1 telle que :

soit :

Bibliographie


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On résout alors cette équation du second degré, d inconnue V2 :

4)- Des résultats des questions 3) et 4) :

On reporte (1) et (3) dans l’expression P = S ( - ) :

5)- D après le cours, la puissance récupérable du vent s’exprime par:

On identifie avec le résultat de la question 5) :

On trouve alors :

Cpmax=(16/27)=0.59.

Bibliographie


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De l'énergie du vent qui est la source primaire du système éolien, on ne peut en récupérer que maximum 59 %.

C'est la limite de Betz.

Sol (Exercice 6) :

1)-

On ne récupère donc que 29 % de l’énergie due au vent.

2)- On calcul la vitesse spécifique de l’éolienne :

Donc d’après les indications du cours, il s’agit d’une éolienne rapide.

3)- On utilise le rapport du multiplicateur : 35 et la vitesse nominale de rotation du rotor : 43 tr/min. La vitesse

nominale de la génératrice recherchée est donc :

N = 35. 43 = 1505 tr/min

Sol (Exercice 7) :

La puissance mécanique produite par l’éolienne s’exprime à l’aide du coefficient de puissance Cp :

Le coefficient de couple s’exprime par :

Par simplification :

On obtient :

Bibliographie


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Bibliographie

1. Le GOURIERES, Energie éolienne, théorie, conception et calcul pratique des installations,

Eyrolles, 1982.

2. Jean-Marc NOËL, Énergie éolienne pour la fourniture d’électricité, Editions T.I, BE 8585

3. Marc RAPIN et Philippe LECONTE, Éoliennes, Editions T.I, BM 4640v2.

4. W.W. Price, J.J. Sanchez-Casca, «Simplifed wind turbine generator aerodynamic models for

transient stability studies », IEEE PSCE 2006, PP. 986-992.

A. B. Cultura, Z. M. Salameh, « Modeling and Simulation of a Wind Turbine Generator

System », in IEEE, 2011, pp.1-7.

5. J.F. WALKER, N. JENKINS, Wind energy technology, John Wiley & Sons, Inc., 1997.

6. Bernard MULTON et Michel SABLIER, Aérogénérateurs électriques, Editions T.I, d3960, 2004

Sites internet

1- http://www.edf.com/html/panorama/production/renouvelable/hydro/fonctionnement.html

2- http://www.smallwindenergy.ca/fr/Overview/HowTheyWork/ElectricityFromWind. Html

3- http://www.owen.eru.rl.ac.uk/

4- http://www.espace-eolien.fr/

5- http://www.eole.org/

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